Характеристики погружных лопастных насосов при откачке газожидкостных смесей

УДК 622.276.53.054.23:621.67-83

А.н. дроздов, д.т.н., профессор РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, Россия, г Москва р.г. сальманов, к.т.н., начальник отдела по сервису механизированных способов добычи ООО ПК «Борец», Россия, г Москва

характеристики погружных лопастных насосов при откачке газожидкостных смесей

Рассмотрены закономерности откачки газожидкостных смесей погружными насосами. В статье показано, что напорная характеристика погружного лопастного насоса на маловязких и вязких газожидкостных смесях (по крайней мере, до значений вязкости жидкости 36 мПа*с) не может располагаться выше напорной кривой на однородной жидкости.

Наличие свободного газа в откачиваемой жидкости при условии,что его объемная доля в газожидкостной смеси (ГЖС) превышает некоторую величину, существенно сказывается на характеристике лопастного (центробежного, диагонального, осевого и т.п.) насоса.

Одним из основных факторов, определяющих влияние газа на работу погружного центробежного насоса (ЭЦН) для механизированной добычи нефти, является величина объемного входного газосодержания - отношение расхода свободного газа к подаче смеси при термодинамических условиях входа в насос. Как известно, поступление газа во всасывающую линию ЭЦН сопровождается снижением развиваемого давления, подачи, мощности и КПД насоса. При большом количестве свободного газа может произойти срыв подачи, в то время как при малых газосодержа-ниях насос, несмотря на снижение подачи по жидкости и развиваемого давления,работает во многих случаях достаточно устойчиво.

Вместе с тем, по мнению авторов [1, 2, 3], параметры работы ЭЦН на ГЖС в скважине могут даже улучшаться в некоторых пределах изменения /?„ по сравнению с откачкой негазиро-

ванной жидкости из-за снижения при этом вязкости и структурных свойств смеси. Однако расположение ряда снятых в скважинах экспериментальных точек на ГЖС несколько выше характеристик насосов на однородной жидкости в вышеуказанных работах может быть, как показано П.Д. Ляпковым [4, 5], следствием довольно больших погрешностей промысловых замеров. Снижения вязкости ГЖС при выделении газа из нефти, как известно, тоже не происходит. Наоборот, кажущая вязкость ГЖС с ростом увеличивается. По всей видимости, ошибки экспериментов были приняты в [1, 2, 3] за некоторое улучшение характеристик ЭЦН. Отметим, что такого улучшения не наблюдалось в специально поставленных, для того чтобы выяснить воздействие вязкости на степень влияния свободного газа на работу ЭЦН, достаточно точных экспериментальных стендовых исследованиях [4, 6, 7] в диапазоне вязкостей жидкости до 36,1 мПа*с.

Недавно к публикациям [1, 2, 3] добавилась работа [8], в которой утверждается, что при увеличении подачи газа до значений /?м = 20% напор погружного центробежно-осевого насоса ЦОН на газожидкостной смеси

растет по сравнению с напором на однородной жидкости, и только потом начинается снижение. При этом на графиках, представленных в [6], напор насоса на ГЖС в средней части характеристики выше, чем на жидкости, вплоть до газосодержаний Д,х = 35-40%.

Ошибочность подобных утверждений [8]несомненна. Проведенными ранее экспериментальными исследованиями в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина было установлено следующее. Центробежно-осевой насос действительно менее подвержен вредному влиянию газа по сравнению с серийным ЭЦН и не срывает подачу на ГЖС. Однако рабочая характеристика ЦОН все же существенно снижалась при увеличении газосодержания /?„ до 20-40%. Поэтому никакого повышения напора данного насоса на газожидкостной смеси по сравнению с характеристикой на однородной жидкости нет.

Для того чтобы разобраться с вопросом, может ли вообще напорная характеристика лопастного насоса на газожидкостной смеси быть выше, чем на однородной жидкости, следует обратиться к фундаментальным исследованиям, проведенным П. Д. Ляпковым и другими учеными.

на правах рекламы

Рис. 1. Структуры течения газожидкостной смеси в центробежном насосе при бескавитационных режимах (а) и режимах искусственной кавитации (б): 1 - рабочее колесо насоса; 2 - пузырьки газа; 3 - газовая каверна

Авторы статьи, являющиеся учениками П. Д. Ляпкова, считают своим долгом разъяснить специалистам нефтегазодобывающей промышленности существо данной проблемы. Визуальные наблюдения структуры потока в каналах центробежного насоса с помощью стробоскопа, вы-

полненные П. Д. Ляпковым [9] и подтвержденные затем исследованиями других авторов, выявили главную причину резкого ухудшения параметров работы насоса на ГЖС с ростом газосодержания. Это вызвано образованием в каналах рабочего колеса и направляющего аппарата газовых

каверн, не участвующих в общем течении смеси через каналы.

При откачке газожидкостной смеси можно выделить два характерных случая работы погружного центробежного насоса - в бескавитационных режимах (при небольших Д,х) и в режимах искусственной кавита-

450059, г. Уфа, ул. Р. Зорге, 35 тел./факс: (347) 223-74-15, 223-74-17 e-mail: armgarant@ufamail.ru www.armgarant.ru

Рис. 2. Среднеинтегральные характеристики насоса ЭЦН5-80 на смеси «вода - ПАВ - газ» при = 1,1 МПа, = 66 мм

ции (при высоких /?„). В бескавита-ционных режимах работы насоса в межлопаточных каналах его рабочих органов существует эмульсионная пузырьковая структура потока (рис.

1, а). Вредного влияния газа на характеристику при этом нет. Кажущая вязкость ГЖС при небольших газо-содержаниях лишь незначительно выше вязкости жидкости, и кривые напор-подача по смеси в бескавита-ционных режимах практически совпадают с характеристикой насоса на однородной жидкости.

С ростом газосодержания в каналах рабочих колес и направляющих аппаратов насоса образуются газовые полости (каверны), не участвующие в общем течении смеси через каналы

(рис. 1, б). Появление заполненных газом каверн приводит к уменьшению пропускной способности каналов насоса и резкому ухудшению условий обтекания лопастей, нарушающему энергообмен между насосом и перекачиваемой средой. При наличии газовых каверн в межлопаточных каналах центробежный насос работает в режимах искусственной кавитации. Кривые напор-подача по смеси при этом располагаются ниже характеристики насоса на негазированной жидкости, что свидетельствует о вредном влиянии газа на работу ЭЦН. При дальнейшем увеличении Д,х может произойти срыв подачи насоса. В ряде случаев при низких противодавлениях насос не срывает

подачу при значительном росте /?и, но напор насоса при этом невелик и существенно меньше напора на однородной жидкости при данной подаче. Бывают также ситуации, когда насос работает без срыва подачи при высоких газосодержаниях с отрицательным напором, т.е. является гидравлическим сопротивлением. Иногда могут проявляться и другие причины значительного влияния газа на работу центробежного насоса: сепарация газовых пузырьков в межлопаточных каналах к центру рабочих колес под действием центробежных сил, акустическое запирание каналов рабочего колеса на мелкодисперсных ГЖС, содержащих ПАВ. Однако, как показано П. Д. Ляпковым, сепарационная теория справедлива только в области малых относительных подач насоса, и в рабочей части характеристики влиянием сепарации пузырьков газа из жидкости на напорно-расходные кривые насоса можно пренебречь, акустического запирания каналов ступеней ЭЦН при откачке ГЖС в скважинах также не происходит.

Явления искусственной и естественной (паровой)кавитации гидродинамически подобны друг другу. Отличие между ними заключается в том, что при искусственной кавитации каверны заполнены свободным газом. При увеличении давления газовые полости не схлопываются, как паровые пустоты в случае естественной кавитации. Поэтому разрушения рабочих органов насоса в режимах искусственной (газовой) кавитации не происходит.

Области существования режимов течения газожидкостной смеси, границы между кавитационными и бескавитационными областями, а также рабочие параметры ЭЦН на газожидкостной смеси зависят, кроме величины Рт, от целого ряда других параметров. К наиболее важным из них относятся: пенообразующие свойства и вязкость жидкости, абсолютное давление у входа в насос, дисперсность ГЖС, конструкция ступеней, их количество в насосе и режим работы по подаче [10, 11].

В случае откачки лопастными машинами сжимаемых сред для определе-

ния напора, развиваемого агрегатом, необходимо учитывать изменение плотности перекачиваемой среды с ростом давления. При этом удельная энергия, сообщаемая единице массы продукции, находится как интегральная величина от удельного объема по давлению от входа до выхода из агрегата. На основании этого для погружных центробежных насосов, работающих на газожидкостных смесях, обладающих сжимаемостью, А. А. Брискман и А. Н. Кезь [12], а затем П. Д. Ляпков [13] предложили вычислять значения среднеинтегрального напора насоса по смеси и соответствующую ему величину среднеинтегральной подачи смеси путем интегрирования подачи от давления у входа Р„ до давления на выходе Р„ых из насоса. Согласно [13], удельная энергия е, сообщаемая насосом единице массы откачиваемой среды без учета скоростной составляющей и разности геодезических отметок входного и выходного сечений насоса, находится как:

где М,.м - массовый расход ГЖС, проходящей через насос; й(Р) - зависимость объемного расхода ГЖС (2 от давления Р на пути движения от входа в насос до выхода из него. Соответствующее значение среднеинтегральной подачи (£ср определяется по формуле [13]:

п _ Мсм-е

бср ~р _р ,

ш «МТ ПУ

Подставляя (1) в (2), получим:

6ср =

Р —Р

вых л вх Рв

SQ(P)dp,

Cреднее значение плотности смеси рср в насосе будет:

Рср

М.,

бс,

Отсюда находится величина среднеинтегрального напора Нср насоса на газожидкостной смеси:

Н = —--------

СР Рср *8

мсм-g

1

-SCP**,

Кривые «напор - подача» в координатах Нср- (2ср при работе насоса на однородных жидкостях и газожид-

костных смесях не зависят от плотности откачиваемой среды [12, 1З] и,следовательно, совпадают в случае бескавитационной работы при условии, что вязкости сред равны или настолько малы, что не оказывают заметного влияния на характеристику насоса. Если кривые H^-Q^ на TOC располагаются ниже характеристики насоса на однородной жидкости, то это свидетельствует

о развитии в части ступеней насоса искусственной кавитации. Инвариантность кривых Hcp-Qcp относительно плотности смеси позволяет сравнивать между собой характеристики насосов с различным числом ступеней на TOC с неодинаковыми коэффициентами растворимости газа и с единых позиций подойти к рассмотрению случаев работы насосов с разными значениями средней плотности ГЖС Поэтому для анализа экспериментальных данных и изучения закономерностей работы многоступенчатых погружных лопастных насосов на ^C целесообразно использовать среднеинтегральные характеристики.

Проектирование, производство, поставка:

Установки для измерения продукции скважин Установки для систем поддержания пластового давления Установки для систем подготовки и перекачки нефти, воды и газа Аппаратура управления

Изделия для бурения и запасные части к буровым насосам Запасные части к автоматизированным групповым замерным установкам

Узлы учета (коммерческие и оперативные) нефти, нефтепродуктов, газа и воды Противопожарное оборудование

Предоставляемые услуги:

Монтаж, пуско-наладка Обучение персонала Проведение приемочных испытаний Гарантийное и послегарантийное обслуживание Модернизация АГЗУ Техобслуживание

/УМ

Характеристики Нср-76-ступенчатого насоса ЭЦН5-80, полученные в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина в стендовых экспериментах при давлении у входа ,РВХ =

1,1 МПа на смеси «вода - ПАВ - газ» со значениями пенистости йкр, равными 66 и 35 мм [14], при вязкости жидкости 1 мПа*с, приведены на рис.

2. Из него видно, что до некоторого /?„ точки на ГЖС и однородной жидкости ложатся на единую кривую, что свидетельствует о работе насоса в бескавитационном режиме. При £?кр = 66 мм характеристики на ГЖС и однородной жидкости совпадают в рабочей области до Д,х « 20%, а при йкр = 35 мм - до рвх « 10%, т.е. рост пенообразующей способности приводит к расширению области беска-витационной работы насоса.

С увеличением /?вх кривые Д-р-бср располагаются ниже по сравнению с водяной характеристикой, причем в случае </кр = 35 мм значитель-

но сильнее, чем при </кр = 66 мм. Как было установлено, такое снижение характеристик при больших /?вх на высокопенистой ГЖС связано с появлением на входном участке насоса группы кавитирующих ступеней, не развивающих напора, но способствующих образованию квазигомо-генной смеси.

Таким образом, проведенные исследования показали, что напорная характеристика погружного лопастного насоса на газожидкостной смеси в диапазоне вязкостей жидкости от

1 до 36,1 мПа*с не может располагаться выше напорной кривой на однородной жидкости.

Вместе с тем имеется публикация [14], в которой на основе проведенных экспериментов на стенде-скважине сделан вывод о том,что характеристика погружного «конического» насоса при откачке ГЖС, жидкой фазой которой является высоковязкая (268,8 мПа*с при тем-

пературе 76,70С) нефть, а газовой -природный газ с перекачивающей станции озера Маракаибо, улучшается по сравнению с характеристикой при откачке дегазированной высоковязкой нефти. Причина этого, согласно [14], - снижение средней вязкости в насосе вследствие присутствия газа. К сожалению, в данной статье не приведены напорные характеристики насосов на ГЖС, а на графиках не указаны даже значения величин по осям координат, что не позволяет досконально разобраться в достоверности опубликованных материалов. Поэтому для проверки и подтверждения правильности результатов [14], несомненно, требуется проведение дополнительных фундаментальных стендовых исследований по изучению вопроса о влиянии свободного газа на работу ЭЦН в диапазоне значений вязкости жидкости от 36 до 300 мПа*с.

Литература:

1. Кнышенко Г.Н., Камалов Р. Р. Результаты промысловых испытаний погружного центробежного насоса ЭЦН5-80-800. - Нефтяное хозяйство, 1967, № 6, с. 45-50.

2. Результаты исследования работы погружного электронасоса ЭЦН5-130-600 в обводненной скважине/

Муравьев И.М., Кнышенко Г.Н., Мищенко И.Т., Камалов Р.Р. - Нефтяное хозяйство, 1969, № 2, с. 57-59.

3. Результаты экспериментального исследования насоса ЭЦН5-130-1200 на Арланском месторождении/ Кнышенко Г.Н., Мищенко И.Т., Князев Н.С., Олифер С.Д. - Нефтепромысловое дело, 1971, № 3, с. 15-18.

4. Исследование процессов добычи, сбора и подготовки нефти на промыслах при ее движении от забоя скважины до потребителя: Отчет/ МИНХ и ГП им. И.М. Губкина; Научный руководитель темы И.М. Муравьев. - 221-69, этап 4а;

№ ГР 70005262; Инв. № Б 046072. - М., 1969. - 41 с.

5. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при работе на газожидкостных смесях: Отчет / МИНХ и ГП им. И.М. Губкина; Научный руководитель темы П.Д. Ляпков. - 168-68, этап 4а;

№ ГР 70005263; Инв. № Б 046071. - М., 1969. - 90 с.

6. Ропалов В.А. Исследование особенностей работы погружных центробежных насосов на водонефтегазовых смесях. -Дис.... канд. техн. наук. - М., 1982. - 194 с.

7. Ляпков П.Д., Игревский В.И., Дроздов А.Н. Работа погружных центробежных насосов на вязких газожидкостных смесях. - Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1985, № 2, с. 11-14.

8. Пещеренко С.Н. 80 % газа на входе - проблем нет. - Нефтегазовая вертикаль, 2008, № 12, с. 176 - 177.

9. Ляпков П.Д. О формах течения водо-воздушных смесей в каналах рабочих органов центробежного насоса. - Химическое и нефтяное машиностроение, 1968, № 10, с. 5-8.

10. 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.

11. Дроздов А.Н. Не так страшен свободный газ, как незнание параметров смеси. Установки ЭЦН могут успешно работать при высоком содержании свободного газа и механических примесей. - Нефтегазовая вертикаль, 2008, № 12,

с. 181-183.

12. Брискман А.А., Кезь А.Н. Работа погружных центробежных насосов на газожидкостных смесях. - Тр. / ВНИИ, 1974, вып. 51, с. 17-30.

13. Ляпков П.Д. Подбор погружного центробежного электронасоса. - В кн.: Справочная книга по добыче нефти/

Под ред. д.т.н. Ш.К. Гиматудинова - М.: Недра, 1974, с. 402-419.

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

15. Tapered Pump Experimental Tests With Light And Heavy Oil In PDVSAINTEVEP Field Laboratory/ Pessoa R., Machado M., Robles J., Escalante Sh., Henry J. - SPE - 1999 ESP Workshop.

А

11 -я международная специализированная выставка

Санкт-Петербург

ВК “ЛЕНЭКСПО”, 7-й павильон

25 - 27 марта 2009

ЕМАТИКА ВЫСТАВКИ:

Обуо ройство. разработка газовых, газоконденсатных, нефтяных месторождений и Эксплуатация, ремонт, модернизация, реконструкция и техническое п V : ору жен и< действующих объектов нефтегазодобычи

и По  м. 1и: экономической эффективности эксплуатации газовых, га-зокондг пых и нефтяных месторождений и Ортшзащащ работ по капитальному и подземному ремонту скважин и^щщаммные средства моделирования и оптимизации комплексов по добыче ^щщнщортиривке нефти и газа; информационные системы, инжиниринг ШЁОоое.к ирОЕ *ни вспомогательных объектов нефтегазодобычи

производство, продажа и обслуживание вспомогательного ^^мия ли;, нефтегазового комплекса Эколо] ик;-те Проблемы и пути их решения при добыче нефти и газа

ВЬЮТАВКА ПРОВОДИТСЯ В РАМКАХ 9-го ПЕТЕРБУРГСКОГО МЕЖДУНАРОДНОГО ФОРУМА ТЭК

ПОДРОБНАЯ ИНФОРМАЦИЯ НА САЙТЕ WWW.FORUMTEK.RU

Тел. (812) 320 9660 Факс (812) 320 8090

/10ННЫЙ КОМИТЕТ:

^ресзэк™

Выставочное объединение

е-таН: oilgas@restec.ru http://www.forumtek.ru