Закономерности работы многоступенчатого погружного центробежного насоса на газожидкостных смесях с низкой и высокой пенистостью

ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276.53.054.23:621.67-83

А.н. дроздов, д.т.н., профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

закономерности работы многоступенчатого погружного центробежного насоса на газожидкостных смесях с низкой и высокой пенистостью

Рассмотрены процессы откачки газожидкостных смесей погружным центробежным насосом. В результате анализа кривых распределения давления по длине погружного центробежного насоса выявлены принципиально различные закономерности работы насоса на смесях низкой и высокой пенистости в режимах газовой кавитации.

погружной ЦЕНТРОБЕЖНЫЙ НАСОС, ГАЗОЖИДКОСТНАЯ СМЕСЬ, ПЕНИСТОСТЬ

Анализ экспериментально полученных характеристик погружных центробежных насосов (ЭЦН) различных типоразмеров на смесях вода - газ, вода - ПАВ -газ, масло - газ и нефть - газ показал, что увеличение пенистости жидкой фазы газожидкостной смеси (ГЖС) приводит к существенному снижению вредного влияния свободного газа на характеристику центробежного насоса [1]. С целью более детального изучения данного явления были проведены стендовые исследования распределения давления по длине 76-ступенчатого насоса ЭЦН5-80 на газожидкостных смесях низкой и высокой пенистости. Поскольку расход и плотность смеси существенно зависят от давления, при обработке результатов испытаний рассчитывали согласно [2] значения среднеинтегральных напора и подачи насоса.

Рассмотрим характер распределения давления по длине погружного центро-

бежного насоса при работе на ГЖС.

На смеси вода - газ низкой пенистости (dKP = 16 мм) при значениях давления у входа в насос Рвх, больших примерно 0,6 -1 МПа, что соответствует скважинным условиям, и достаточно высоких газо-содержаниях у входа Рвх большинство ступеней насоса развивает давление, участка ступеней с отрицательным напором не наблюдается (рис. 1). Это справедливо для различных значений подач насоса по жидкости Qx. Сопоставим рассчитанные согласно [2] значения среднеинтегрального напора на смеси Нсг для режимов работы, представленных на рис. 1, при соответствующих среднеинтегральных подачах Qcr, с величинами напора на однородной жидкости Нх, определёнными по водяной характеристике (таблица 1). Из таблицы 1 следует, что значения напоров НСР на смеси ниже, чем величины напоров Нх на жидкости. Значит, при данных условиях ступени насоса работают в режимах газовой (искусственной) кавитации.

При рассмотрении кривых 1 и 2 (рис. 1) видно, что со стороны входа в насос некоторое число ступеней 20 практически не развивает давления. Эти ступени, согласно [3], являются диспергаторами газовой фазы и способствуют приготовлению тонкодисперсной ГЖС, на которой последующие ступени работают, как на однородной жидкости. В таком случае снижение НСР по сравнению с Нх должно целиком вызываться наличием участка первых ступеней, имеющих развитые каверны и не создающих напора. Рассчитаем это условное число кавитирующих ступеней 2К со стороны входа по формуле

гк=н*-нсг гСИ,

II ж

где Нх и НСР - величины напора, определенные при данном значении (£СР, на однородной жидкости и газожидкостной смеси, соответственно;

2СИ - полное число ступеней насоса (в экспериментах исследовался насос ЭЦН5-80 с 2СИ = 76).

В предположении, что последующие ступени работают на квазигомогенной ГЖС и создают напор по смеси НСР, равный напору по жидкости Нж, величины Ък, рассчитанные по формуле (1), должны быть примерно равны значениям Ъ0,

таблица 1. Параметры работы насоса ЭЦн5-80 на смеси вода-газ

номер кривой на рис. 1 PBX, МПа с Q Рвх, % Qcp, л/с Нср, м Нж, м Z„ Z„

1 3,1 0,92 23,5 1,138 221,7 275 14,7 5

2 3,1 0,71 27,5 0,958 60,2 330 62,1 16

3 3,1 0,5 29,7 0,б95 62,0 372 63,3 0

86 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

Спонсор номера: \9R ВБМ -Гр1]ПП

\\ № 6 \\ июнь \ 2003

Р, МПа 4,6

4,1

3,6

3,1

3,6

3,1

3,6

3,1

1 1

у

Р, МПа

4,1

20

40

60

76

0 ” "20 40 60 76

0 2 0 40 60 Z

3,6

3,1

2,6

2,1

1,6

1,1

1 /

/ )

У

у\2_ 3

О

20

40

60

Рис. 1. Распределение давления по длине насоса ЭЦН5-80 на смеси вода - газ

Рис. 2. Распределение давления по длине насоса ЭЦН5-80 на смеси вода - ПАВ - газ ^КР = 66 мм) при РВХ = 1,1 МПа, QЖ = 0,85 л/с и Рвх , равном 17,9%

определённым по фактическим кривым распределения давления (срис. 1). Однако результаты расчета (табл. 1) показывают, что фактические величины Ъ0 значительно меньше, чем рассчитанные значения Ък. При увеличении рвх это расхождение возрастает. Так, для кривой 1 (рис. 1) г0 ~ 5, а Хк = 14,7, на кривой 2 20 ~ 16, а 2К = 62,1, для кривой 3 участка ступеней, полностью прекративших создавать напор, практически нет, а Хк = 62,1. Такое несоответствие Х0 и 2К позволяет сделать вывод о том, что на смеси вода - газ, обладающей низкой пенистостью, никакого приготовления тонкодисперсной ГЖС первыми ступенями не происходит, и при высоких рвх большинство ступеней насоса работают в режимах развитой либо частичной искусственной кавитации.Распределение давления по длине насоса при откачке ГЖС является нелинейным. Первые ступени могут практически не создавать напора, работая в режиме развитой кавитации, последующие кавитируют частично, развивая напор, но величина этого напора значительно ниже, чем при работе на однородной жидкости. По мере увеличения давления по длине насоса газосодержание смеси в ступенях снижается вследствие сжатия и растворения газовой фазы. В зависимости от величины давления в верхних ступенях насоса могут быть также участки бес-

кавитационной работы на ГЖС и работы на однородной жидкости с полностью растворённым газом. Очевидно, что на маловязкой низкопенистой ГЖС для каждого конкретного участка насоса степень кавитации и величина снижения его параметров определяются значениями давления и среднего газосодержания рсР, а также режимом работы по подаче. Поэтому в данном случае среднеинтегральные характеристики ЭЦН целесообразно строить в зависимости от среднего рсг, а не входного газосодержания рвх. Распределение давления по длине насоса на высокопенистой смеси вода - ПАВ -газ (рис. 2) имеет качественно иной вид, чем на смеси вода - газ. На кривой 1 (рис. 2) при рвх = 17,9 % все ступени развивают давление, НСР = 344 м, а соответствующий напор по водяной характеристике Нх = 345 м, т.е. практически все ступени насоса работают в бескавитационном режиме. При этом каждая последующая ступень развивает большее давление, чем предыдущая, за счет сжатия и частичного растворения газа в жидкости по мере роста давления.

С увеличением входного газосодержания до 33,4% (кривая 2, см. рис. 2) некоторое число ступеней со стороны входа (Z0~ 6) перестаёт развивать напор. Число ZK, рассчитанное по формуле (1), в этом случае составляет 6,3. Для

Рвх = 39,6 % на кривой распределения давления (рис. 2) появляется минимум, при этом число ступеней, развивающих в сумме нулевой напор, 20 ~ 35, а Хк = 36,5, т.е. значения Ъ0 и Хк примерно одинаковы.

Следовательно, можно предположить, что при работе насоса на высокопенистой ГЖС группа первых кавитирующих ступеней с развитыми газовыми кавернами, создающая нулевой напор, приготавливает смесь, делая её [3] тонкодисперсной и однородной. На этой квазигомогенной ГЖС последующие ступени работают в бескавитационном режиме и создают такой же напор, как на однородной жидкости. Для проверки этого предположения были найдены значения 20 по фактическим кривым распределения давления на смеси вода -ПАВ - газ с пенистостью й= 66 мм и сопоставлены с рассчитанными по формуле (1) величинами чисел кавитирующих ступеней (таблица 2). Рассчитанные величины НСР в бескави-тационной зоне оказались в некоторых случаях несколько больше, чем значения Нх. Но эта разница невелика и находится в пределах точности замеров, поэтому при сравнении её не учитывали и считали, что при этом Ък = 0. Результаты сопоставления показывают, что большинство значений Ъ0 и Хк близки друг к другу. Однако величины

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ эксплуатация месторождений \\ 87

эксплуатация месторождений

Таблица 2. Параметры работы насоса ЭЦН5-80 на смеси вода - ПАВ - газ

№ Рвх, МПа с О Рвх, % Оср, л/с Hep, м Нж, м Z„ Zo

1 0,б 0,50 53,2 0,83 1б5 33б 41,7 38

2 0,б 0,83 25,1 0,93 330 350 4,3 4

3 0,б 0,83 37,1 1,05 202 314 27,1 2б,5

4 0,б 0,83 37,1 1,23 35,8 228 б4 б2

5 0,б 1,19 11,4 1,24 205 215 3,53 3

б 0,б 1,19 14,7 1,29 128,9 170 18,4 7

7 0,б 1,19 18,7 1,38 51,5 105 38,7 35

8 1,1 0,85 17,9 0,93 344 345 0 0

9 1,1 0,85 33,4 1,07 277 302 б,3 б

10 1,1 0,85 39,б 1,29 78,9 152 3б,5 35

11 1,1 0,52 22,1 0,58 380 378 0 0

12 1,1 0,52 42,1 0,71 341 378 7,2 7

13 1,1 0,52 52,9 0,88 252 355 22 17

14 1,1 0,52 55,8 1,05 115 315 48,2 44

15 2,1 0,87 13,4 0,94 352 345 0 0

1б 2,1 0,87 27,б 1,08 297 305 1,99 2

17 2,1 0,8б 37,8 1,25 208 232 7,9 7

18 3,1 0,82 12,2 0,89 3бб 352 0 0

19 3,1 0,82 25,1 1,00 322 318 0 0

20 3,1 0,82 29,б 1,07 284 312 б,8 3

Хк (табл. 2) во многих случаях несколько выше, чем значения Х0. Это свидетельствует о том,что приготовление квазигомогенной смеси не заканчивается в группе ступеней с суммарным нулевым напором, и несколько последующих ступеней работают в режиме частичной кавитации. Поскольку у серийных погружных центробежных насосов число ступеней 2СН велико (в основном более 150-200, достигая 687 у насоса ЭЦНП4-20-3000), разницей в несколько (от 0,2 до 5) ступеней в величинах 20 и Хк можно пренебречь и с достаточной для практических целей точностью считать, что на высокопенистой ГЖС в первых кавитирующих ступенях 2К, развивающих в сумме нулевой напор, завершается приготовление квазигомогенной смеси. Последующие ступени работают на этой смеси в бескавитационном режиме.Единственный выпадающий из этой схемы случай, в котором 2К =18,7, а 2К =7, наблюдается

при (£СР = 1,29 л/с, т.е у правой границы рабочей области характеристики исследуемого насоса ЭЦН5-80, где вследствие всплытия рабочих колёс происходит расслоение напорных характеристик [4] и величины развиваемого насосом напора даже на однородной жидкости могут существенно отличаться друг от друга, чем, возможно, и объясняется такая разница между Z0 и Хк. Способность первых ступеней насоса, диспергирующих высокопенистую ГЖС, улучшать в кавитационных режимах характеристики последующих ступеней, подтверждается также специально поставленными экспериментами [5]. Итак, для расчета характеристики многоступенчатого центробежного насоса на высокопенистой ГЖС достаточно определить число не создающих напор кавитирующих ступеней Ък. Зная Ък и учитывая, что последующие ступени работают в бескавитационном режиме, можно найти развиваемый ими напор,

который и будет напором всего насоса. Так как кавитирующими являются первые ступени со стороны входа в насос, то ZK будет зависеть в первую очередь от входных параметров - рвх и Рвх. Поэтому среднеинтегральные характеристики погружного центробежного насоса на высокопенистой ГЖС при различных Рвх целесообразно строить в зависимости от рвх - входного газосодержания. Другими факторами, влияющими на ZK, могут быть пенистость и вязкость жидкости, дисперсность газовой фазы на входе в насос, конструкция ступеней, а также режим работы насоса по подаче. Кроме того, на вертикальном участке характеристики при неизменных входных условиях ZK зависит от величины давления на выходе из насоса Рвых [5],

и, следовательно, здесь для определения ZK необходимо учитывать значение сопротивления внешней сети.

Таким образом, в результате анализа кривых распределения давления по длине погружного центробежного насоса выявлены принципиально различные закономерности работы насоса на смесях низкой и высокой пенистости в режимах газовой (искусственной) кавитации. При малых значениях d^ и высоких га-зосодержаниях снижение напора насоса обусловлено тем, что большинство ступеней работают в режимах развитой и частичной искусственной кавитации, развивая значительно меньший напор, чем на однородной жидкости. При высокой пенистости и работе насоса в кавитационных режимах группа первых со стороны входа кавитирующих ступеней, развивающих в сумме нулевой напор, способствует созданию квазигомогенной ГЖС, на которой последующие ступени работают в бескавитационном режиме. Проведённый анализ показал также, что среднеинтегральные характеристики ЭЦН на низкопенистой ГЖС целесообразно строить в зависимости от среднего газосодержания рсР, а на высокопенистой -от входного газосодержания рвх.

Литература

1. Дроздов А.Н., Сафиева Р.З., Филатов В.М. Пенистость нефти как важный фактор влияния свободного газа на характеристики погружного центробежного насоса. - Территория НЕФТЕГАЗ, 2008, № 6, с. 104 - 109.

2. Дроздов А.Н., Сальманов Р.Г. Характеристики погружных лопастных насосов при откачке газожидкостных смесей. - Территория НЕФТЕГАЗ, 2009, № 2, с. 54 - 61.

3. Технология механизированной добычи нефти/ Репин Н.Н., Девликамов В.В., Юсупов О.М., Дьячук А.И. - М.: Недра, 1976. - 175 с.

4. Агеев Ш.Р., Гоигорян Е.Е., Макиенко Г.П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение. Энциклопедический справочник. Пермь.: ООО «Пресс-мастер», 2007. - 645 с.

5. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложнённых условиях. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 312 с.

BB \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

Спонсор номера: \9R ВБМ -Гр1]ПП

\\ № б \\ июнь \ 2003

ВЕ >ТНІІЧК>ІМІЧОУАТЕ >

Дозировочные насосы и установки

ОгипсНовАІІсІов

У высокая точность дозирования ^ многообразие вариантов исполнения

У широкая номенклатура опций У полный набор функций для контроля

и принадлежностей и управления процессом дозирования

интеграция в автоматизированные У наличие необходимых сертификатов

системы управления и разрешений

У соответствие всем современным У разработка индивидуальных решений

нормам и требованиям по условиям заказчика

Представительство ООО «Грундфос» в г. Москва: 08>Г11

Тел.:

На правах рекламы. Товар сертифицирован.

С1?иМ0Р05 >\

АНООЪ