Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ существующих схем насосно-эжекторных систем, их основных элементов и постановка задач исследований
1.1 Принципиальные схемы и основные элементы насосно-эжекторных систем II
1.2 Анализ литературных источников об установках погружных центробежных насосов со струйными аппаратами 15
1.3 Анализ существующих исследований о работе погружных насосно-эжекторных систем и их основных элементов при откачке
газожидкостных смесей из скважин Г?
1.3.1 Влияние свободного газа в откачиваемой скважинной продукции на работу погружного центробежного насоса 18
1.3.2 Обзор отечественных и зарубежных конструкций газосепараторов к УЭЦН 25
1.3.3 Современные представления об откачке струйными аппаратами жидкости, газ а и газожидкостных смесей 31
1.4 Основные задачи исследований 33
Теоретические основы создания новой эффективной компоновки погружных насосно эжекторных систем для добычи нефти 35
2.1 Разработка перспективной схемы погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти 35
2.2 Теоретическая характеристика погружной насосно-эжекторной системы 46
Выводы к главе 2 З
3. Исследование характеристик погружных центробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин 57
3.1 Экспериментальное исследование влияния свободного газа на характеристики погружных центробежных насосов 58
3.1.1 Конструкция установки и методика проведения экспериментов 58
3.1.2 Исследование влияния газа на характеристику погружного центробежного насоса при работе на смесях «вода-газ» и «вода-ПАВ-газ» ; S2
3.1.3 Результаты исследования работы погружных центробежных насосов на вязких газожидкостных смесях «масло-газ» 79
3.1.4 Зависимость степени влияния газовой фазы на работу погружного центробежного насоса от пенообразующих свойств жидкости 87
3.2 Исследование дисперсности используемых газожидкостных смесей и влияние предварительного диспергирования свободного газа на работу погружного центробежного насоса 93
3.3 Анализ среднеинтегральных параметров погружных центробежных насосов, работающих на газожидкостных смесях Ю7
3.4 Методика расчета характеристик погружных центробежных насосов при откачке водонефтегазовых смесей из скважин 120
Выводы к главе 3 142
4. Изучение рабочих параметров газосепараторов к погружным центробежным насос AM 146
4.1 Промысловые испытания сепараторов МНГ Т46
4.2 Использование эффекта суперкавитации для создания газосепаратора нового поколения 151 4.3 Стендовые исследования газосепараторов МН-ГСЛ и МНГ 157
4.4 Промысловые приемочные испытания и промышленное освоение газосепаратора МН-ГСЛ Г 7І
4.5 Сопоставление параметров работы отечественного газосепаратора МН-ГСЛ5 и сепаратора ведущей американской фирмы «РЭДА» 178
Выводы к главе 4 199
5. Исследование работы струйных аппаратов при откачке жидкости, газа и газожидкостных смесей 202
5.1 Влияние формы сопла и длины камеры смешения на работу струйного аппарата при откачке жидкости и газа 202
5.2-Обобщение характеристик жидкостно-газовых эжекторов 227
5.3 Закономерности работы струйных аппаратов на газожидкостных смесях 234
Выводы к главе 5 265
6. Особенности совместной работы погружного центробежного насоса, газосепаратора и струйного аппарата 267
6.1 Стендовая характеристика совместной работы погружного центробежного насоса и эжектора 267
6.2 Оценка влияния газосепаратора в погружной насосно-эжекторной системе на характеристику струйного аппарата 274
6.3 Расчет характеристики погружной насосно-эжекторной системы при откачке газожидкостной смеси 277
6.4 Методика подбора погружных насосно-эжекторных систем к скважинам... 284
Выводы к главе 6 288
7. Промышленное использование погружных насосно эжекторных систем 290
7.1 Особенности эксплуатации погружных насосных и насосно-эжекторных систем на Талинском месторождении АО «Кондпетролеум» 291
7.2 Опытно-промышленное внедрение погружных насосно-эжекторных систем в НГДУ «Федоровскнефть» АО «Сургутнефтегаз» 311
7.3 Освоение бездействующих скважин на Покамасовском месторождении АО «Лукойл-Лангепаснефтегаз» 322
7.4 Внедрение погружных насосно-эжекторных систем на месторождениях АО «Пурнефтегаз» 336
Выводы к главе 7 341
Основные выводы и рекомендации 343
Заключение 348
Литература 350
- Анализ литературных источников об установках погружных центробежных насосов со струйными аппаратами
- Теоретическая характеристика погружной насосно-эжекторной системы
- Исследование дисперсности используемых газожидкостных смесей и влияние предварительного диспергирования свободного газа на работу погружного центробежного насоса
- Промысловые приемочные испытания и промышленное освоение газосепаратора МН-ГСЛ Г
Введение к работе
Актуальность темы.
Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. За последние пятнадцать лет доля нефти, извлеченной на поверхность погружными центробежными насосами (ЭЦН), возросла с тридцати до семидесяти процентов от общей добычи нефти в стране. Эта тенденция, по всей видимости, сохранится и в будущем.
Однако на,многих месторождениях работа серийных установок ЭЦН сталкивается с большими трудностями. Вредное влияние свободного газа, фонтанирование по затрубному пространству, тяжелый вывод на режим после глушения при подземных ремонтах, падение коэффициентов продуктивности скважин из-за глушения и низких забойных давлений - вот далеко не полный перечень осложняющих факторов при добыче нефти установками ЭЦН.
Значительное число скважин эксплуатируется периодически вследствие срывов подачи ЭЦН. Многие скважины вообще находятся в бездействші из-за невозможности освоить их серийным (даже дорогостоящим импортным) насосным оборудованием.
Кроме того, режимы разработки наших нефтяных месторождений практически никогда не бывают стационарными. С одной стороны, этому способствуют отключения кустовых насосных станций системы поддержания пластового давления из-за аварий и для проюводства ремонтных работ.1 С. другой стороны, нестационарное заводнение с изменением направления фильтрационных потоков является эффективным методом увеличения нефтеотдачи и все шире сознательно применяется на промыслах. В рамках этого метода часто проводят плановые отключения системы заводнення на месторождении летом и усиленную закачку воды
зимой. Вследствие существенной нестационарности процесса разработки месторождений добывные возможности скважин значительно меняются в течение года, и подобрать серийный ЭЦН так, чтобы он эффективно работал в скважине весь свой период эксплуатации от запуска до отказа, становится практически невозможно.
В связи с этим повышение эффективности добычи нефти погружными центробежными насосами в осложненных условиях является для нефтедобывающей отрасли нашей страны особо актуальной задачей. Одним из перспективных направлений ее решения является применение погружных насосно-эжекторных систем. Эти установки содержат, помимо погружных центробежных насосов, струйные аппараты (эжекторы), а также газосепараторы.
Цель работы.
Разработка, исследование и промышленное использование новых погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти в осложненных условиях эксплуатации.
Основные задачи исследований.
-
Разработка погружной насосно-эжекторной системы с широкими адаптационными возможностями, способной успешно работать при высоком газовом факторе, и построение теоретической характеристики системы.
-
Экспериментальное исследование влияния давления у входа в насос, _ пенообразующих свойств и вязкости жидкости, а также дисперсности газовой фазы на эффективность откачки погружными центробежными насосами газожидкостных смесей (ГЖС) из скважин,
и последующая разработка методики учета влияния свободного газа на характеристики ЭЦН при перекачке водонефтегачовых смесей.
-
Разработка нового газосепаратора к погружным центробежным насосам, стендовые и промысловые исследования отечественных сепараторов и сопоставление их характеристик с параметрами газосепаратора одной из ведущих зарубежных компаний.
-
Исследование влияния формы сопла и длины камеры смешения на работу струйного аппарата при откачке жидкости, газа и газожидкостных смесей.
-
Изучение особенностей совместной работы ЭЦН, газосепаратора и струйного аппарата, а также их взаимовлияния в составе насосно-эжекторной системы.
-
Определение рациональной геометрии проточной части струйного аппарата при эксплуатации в скважинах различных типоразмеров ЭЦН и разработка методики подбора погружных насосно-эжекторных систем к скважинам.
-
Практическая проверка и реализация результатов работы в скважинах различных нефтедобывающих районов, выявление особенностей эксплуатации погружных насосно-эжекторных систем в конкретных нефтепромысловых условиях.
Методы решения поставленных задач.
Поставленные ' задачи решались как теоретически, так и экспериментально в стендовых и промысловых условиях. Кроме того, в ряде случаев потребовалось проведение компьютерного моделирования и анализа работы установок в скважинах.
Научіїая новизна.
-
Разработаны новая погружная насосно-эжекторная система в составе попружного насоса, центробежного газосепаратора и струнного аппарата, а также соответствующий способ эксплуатации скважин. Построена теоретическая характеристика системы, подтвержденная затем экспериментально. Установлено, что эти разработки опережают аналогичные зарубежные исследования на несколько лет.
-
Определены основные факторы и степень их влияния на характеристику ЭЦН при откачке газожидкостной смеси. Предложен новый подход, позволяющий обобщить случаи работы погружных центробежных насосов на модельных и реальных скважинных газожидкостных смесях. Создана методика расчета характеристик погружных центробежных насосов на водонефтегазовых смесях, охватывающая как бескавитационные режимы, так и режимы искусственной кавитации. Сопоставление расчетных и фактических данных показало их хорошую сходимость.
-
Разработан суперкавигирующий центробежный газосепаратор нового поколения, который значительно эффективнее предшествующего отечественного газосепаратора и по всем параметрам лучше сепаратора ведущей американской фирмы «РЭДА». Предложенный способ испытаний дает возможность обеспечить дальнейшее совершенствование газосепарагоров и других гидромашин, применяемых в нефтяной промышленности для откачки газожидкостных смесей.
-
Исследование характеристик струйных аппаратов при откачке жидкости, газа и газожидкостных смесей позволило установить ряд неизвестных ранее особенностей работы эжекторов, а также уточнить существующие представления об их эксплуатации.
-
Предложены новые параметры - среднеинтегральный коэффициент инжекции по газу и суммарный коэффициент ішжекцни. Это позволило обобщить характеристики жидкосгно-газовых эжекторов в различных условиях, а также выполнить анализ работы струйных аппаратов на газожидкостных смесях.
-
Обоснованы новые технические решения в области струйной техники: эжектор, способ работы жидкостно-газового эжектора, способ работы насосно-эжекторной системы и др. Определена рациональная геометрия проточной части струйного аппарата применительно к его эксплуатации в составе погружной насосно-эжекторной системы.
-
Исследованы особенности совместной работы ЭЦН, газосепаратора и струйного аппарата. Разработаны методики расчета характеристик погружных насосно-эжекторных систем и подбора их к скважинам. Точность рекомендаций расчетов находится в пределах погрешностей промысловых замеров.
Мировая новизна предложенных решений подтверждена выдачей шести патентов Российской Федерации, двух патент jb СССР и одного авторского свидетельства СССР на изобретения.
Практическая полезность.
Производство оборудования для погружных насосно-эжекторных
систем в настоящее время полностью освоено на Лебедянском
машиностроительном—заводе (АО «Ле.маз»). Внедрение результатов
исследований осуществлено в скважинах акционерных обществ
«Кондпетролеум», «Сургутнефтегаз», «ЛукоПл-Лашепаснефтегаз»,
«Пуриефтегаз», «Черногорнефть», «Варьеганнефтегаз», «Ноябрьскнефтегаз» и ряда других нефтегазодобывающих предприятий.
Промышленное использование погружных насосно-эжекторных систем позволило перевести режим работы ЭЦН в оптимальный, облегчить вывод на режим скважин (в том числе скважин, длительное время простаивающих), эффективно эксплуатировать установки в условиях нестационарной разработки залежей к при высоких входных газосодержаниях. Успешно освоены бездействующие скважины на различных месторождениях и получена дополнительная добыча нефти. В осложненных условиях эксплуатации удалось повысить наработку установок на отказ и межремонтный период работы скважин.
Срок окупаемости погружных насосно-эжекторных систем составляет, в среднем, около одного месяца
Апробация работы.
Основные положения и результаты исследований докладывались на Всесоюзных конференциях молодых ученых и специалистов «Молодежь и научно-технический прогресс в нефтяной Ж газовой промышленности» (Москва, 1981), ((Проблемы комплексного освоения нефтяных и газовых месторождений» (Москва, 1984), <(Пути развития научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности» (Москва, 1986), «Роль молодежи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны» (Москва, 1989), областной конференции (Машины и установки для добычи и транспорта нефти, газа и газового конденсата» (Сумы, 1988), на 15-й научно-технической конференции молодых специалистов ВНИИнефтемаша (Москва, 1985), на конференциях молодых ученых и специалистов МИНГ им. И.М.Губкина (Москва, 1985, 1987) и СибНИИНП (Тюмень, 1989); на научно-технических совещаниях ПО ((Нижневартовскнефтегаз» (Нижневартовск, 1987), Главтюменнефтегаза (Тюмень, 1988), ПО «Красноленинскнефгегаз» (Нягаяь, 1989), АО «Сургутнефтегаз» (Сургут, 1993), АО «Черногорнефть» (Нижневартовск,
1997); на научных семинарах Особого конструкторского бюро по бесштанговьш насосам (Москва, 1982) и кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений ГАНГ им. ИМГубкина (Москва, 1997); на научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», посвященной 70-летию первого выпуска российских инженеров-нефтяников (Москва, 1994).
Публикации.
Основное содержание диссертации опубликовано в 45 работах, в том числе одном научно-техническом обзоре, тридцати трех статьях, одном учебно-методическом пособии, девяти патентах и одном авторском свидетельстве на изобретения.
Объем работы.
Диссертация состоит из введения, семи глав, выводов и рекомендаций,
заключения, списка литературы и приложения. Текст диссертации голожен
на 243 страницах и содержит 108 рисунков, 14 таблиц. Список литературы
содержит 263 наименования. і
Анализ литературных источников об установках погружных центробежных насосов со струйными аппаратами
Эксплуатация скважин погружными центробежными насосами (ЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Установками ЭЦН (УЭЦН) извлекается на поверхность около 70% от всей добываемой нефти в нашей стране.
Вместе с тем во многих нефтедобывающих регионах эксплуатация скважин с помощью серийных УЭЦН существенно затруднена. Вредное влияние свободного газа, нестационарность процесса разработки нефтяных месторождений, сложный процесс вызова притока, тяжелый вывод на режим после глушения скважин при подземном ремонте и другие осложняющие факторы приводят к тому, что серийные погружные центробежные насосы работают в скважинах крайне неэффективно. Значительную долю составляет фонд скважин, в которых УЭЦН эксплуатируются в периодическом режиме со срывами подачи. Кроме того, многие скважины находятся в бездействии, поскольку серийным насосным оборудованием освоить их не удается.
В связи с этим большое значение приобретает создание новых технологий эксплуатации скважин установками ЭЦН, что даст возможность преодолеть отмеченные выше крайне негативные осложняющие факторы. Одним из важнейших направлений в этой области является разработка установок, включающих, помимо погружных центробежных насосов, струйные аппараты. Применение эжекторов позволяет расширить область применения УЭЦН. Кроме того, струйные аппараты, несмотря на низкий К.П.Д., обладают целым рядом преимуществ по сравнению с лопастными насосами. Так, эжекторы способны успешно откачивать газы и газожидкостные смеси, отличаются простотой конструкции и высокой надежностью, а также малыми габаритными размерами и массой. Поэтому струйные аппараты могут успешно дополнять в осложненных условиях эксплуатации установки погружных центробежных насосов.
Имеющиеся по этому вопросу литературные источники немногочисленны, что подчеркивает малую изученность данной проблемы.
Первое упоминание в литературе о подобной компоновке для эксплуатации скважин относится к 1966 г., когда было опубликовано авторское свидетельство на способ извлечения газированной жидкости из скважин 111 с использованием ЭЦН и эжектора. Погружная насосно-эжекторная система по авторскому свидетельству 111 содержит ЭЦН с гравитационным сепаратором типа «труба в трубе» на приеме и эжектором на выкидной линии. С целью использования отсепарированного газа для подъема жидкости газ предлагается отсасывать из сепаратора по соединительной трубке в приемную камеру струйного аппарата и. эжектировать далее в насосно-компрессорные трубы. Однако, использование в этом техническом решении малоэффективного гравитационного газосепаратора не обеспечивает надежной работы ЭЦН на газожидкостной смеси. Кроме того, приемная камера эжектора изолирована от затрубного пространства, что не позволяет существенно расширить функциональные возможности установки. Указанные недостатки явились причиной того, что изобретение 111 оказалось неработоспособным и не было реализовано при эксплуатации скважин. В последующих работах /8, 194, 159/ предлагались различные комбинации установок ЭЦН, со струйными аппаратами. Промышленными испытаниями /194, 159/ были доказаны принципиальная возможность работы эжектора с погружным силовым насосом и получение при этом заметного технологического эффекта. Однако, в предложенных компоновках не было предусмотрено применение газосепаратора на входе в ЭЦН, что существенно ограничило область применения этих технических решений.
Таким образом, до сих пор не была предложена погружная насосно-эжекторная система, способная эффективно работать в широком диапазоне изменения скважинных условий, в том числе при высоком газовом факторе. Поэтому разработка такой системы является важной народнохозяйственной задачей.
Подводя итог анализу литературных источников об установках ЭЦН со струйными аппаратами, следует отметить, что приоритет в данной области принадлежит отечественной науке. Наибольший вклад в разработку этих установок внесли И.Т.Мищенко и его ученики - С.Д.Миронов и В.П.Марьенко /194, 159/, заметную роль сыграли также исследования Ю.А.Цепляева/194/.
В подавляющем большинстве случаев погружное насосное оборудование работает в скважинах с наличием свободного газа в откачиваемой продукции. В последние годы в связи с вводом в разработку многих нефтяных месторождений с высоким газовым фактором существенно увеличилось количество скважин, эксплуатация которых осложнена вредным влиянием свободного газа.
Имеющиеся в литературе сведения об эксплуатации установок ЭЦН со струйными аппаратами в скважинах /194, 159/ относятся в основном к случаю откачки однородных жидкостей и как исключение - к случаю откачки продукции с небольшим газосодержанием. Отсутствие эффективных газосепараторов в известных насосно-эжекторных системах, естественно, сделало невозможным их применение в скважинах с высоким газовым фактором. Поэтому вопрос о закономерностях работы погружных насосно-эжекторных систем на газожидкостных смесях в опубликованных исследованиях практически совершенно не изучен.
Основными элементами погружных насосно-эжекторных систем являются погружные центробежные насосы, струйные аппараты и газосепараторы (см., например /7/). Работа этих устройств на газожидкостной смеси в той или иной мере исследовалась некоторыми авторами. Наибольшее число опубликованных исследований посвящено погружным центробежным насосам.
Теоретическая характеристика погружной насосно-эжекторной системы
На данном этапе исследовали работу 76-ступенчатого насоса ЭЦН5-80, перекачивающего смесь «вода - газ» и «вода - ПАВ - газ» с абсолютными давлениями у входа в насос 0,1; 0,3; 0,6; 1,1; 2,1 и 3,1 МПа /134, 36, 135/.
Кривые Рн - QJIC, характеристики насоса ЭЦН5-80 при Рвх ОД МПа приведены на рис.3.2. Как видно из рис.3.2,до Дх = 3% влияние газа на характеристику насоса незначительно. При увеличении Дх кривые в правой части характеристики становятся вертикальными, что свидетельствует об образовании газовых каверн (о развитии искусственной кавитации) в межлопаточных каналах части ступеней насоса. Когда газосодержание достигает критической величины для данного режима работы насоса, происходит срыв подачи. Работа насоса на смеси «вода - газ» в левой части характеристики при Рвх «0,1 МПа из-за срыва подачи невозможна.
Характеристики насоса ЭЦН5-80 на смеси «вода - газ» при Рвх = 0,6 МПа, показанные на рис.3.3, существенно отличаются от характеристик без подпора. Искусственная кавитаїщя в насосе возникает при более высоких газосодержаниях. Вертикальные участки кривых, соответствующие одному и тому же значению Дх, сдвигаются вправо. Так, при Дх=10% и давлении у Рис. 3.2
Характеристики насоса ЭЦН5 - 80 на смеси "вода - газ" ( Рвх=0,6 МПа ) . входа 0,1 МГТа насос подавал 0,98 л/с жидкости в режиме нулевого напора, а при вх =0,6 МПа и том же входном газосодержании его подача возросла до 1,31 л/с. Срыв подачи при работе с подпором отсутствует. В области больших газосодержаний насос ЭЦН5-80 может развивать даже отрицательный напор.
При работе на малых подачах, левее рабочей части характеристики, рост газосодержания приводит к резкому снижению параметров работы насоса, которая становится неустойчивой, сопровождается пульсациями, а без подпора у входа вообще невозможна в этой области. Кривые Ри - Ож загибаются вниз, особенно резкое снижение давления со значительными пульсациями наблюдается при 2Ж 0,5 л/с. Причиной этого, по-видимому, кроме образования газовых каверн в ступенях при искусственной кавитации, является сепарация пузырьков газа из жидкости в каналах рабочих колес в радиальном направлении на малых подачах, что приводит к значительному перекрытию поперечного сечения каналов крупными газовыми пузырями.
На графиках, представленных в /61/, показано, что к.п.д. насоса в левой области характеристики при увеличении газосодержания снижается в меньшей степени, чем давление, поскольку потребляемая мощность при этом тоже уменьшается.
Дальнейшее повышение давления у входа в насос до 3,1 МПа также приводит к уменьшению вредного влияния газа, но степень этого снижения с ростом давления у входа в насос ослабевает. Характеристики насоса ЭЦН5-80 на смеси «вода - газ» при Рвх = 3,1 МПа приведены на рис.3.4, а при Рвх = 1,1 МПа и при вх =2,1 МПа в /б і I. Они имеют тот же качественный вид, что и при подпоре 0,6 МПа - вертикальные участки кривых в правой части и загиб вниз в левой части характеристик. Вместе с тем влияние газа на работу насоса в правой части характеристик сказывается меньше, чем при Рвх = 0,6 МПа.
Кривые распределения давления по длине насоса, снятые на смеси «вода - газ», имеют такой же вид, как и представленные в /90, 131/: при малых Рвх Рис. 3.4
Характеристики насоса ЭЦН5-80 на с?леси "вода - газ" ( РВХ=3,І Ш1а ) на них выделяется участок ступеней, не развивающих напор. С повышением вх кривые распределения давления приобретают все более плавный характер, и первые ступени насоса развивают больший напор, чем при низких Рвх и тех же значениях газосодержания.
Для анализа влияния роста давления у входа в насос на улучшении его характеристики построена зависимость коэффициента подачи жидкости на режиме нулевого напора KQ от входного газосодержамия (рис.3.5). Определяли KQ по формуле: гДе Ож - подача жидкости при f,= 0 и газосодержаниях у входа, больших нуля; 0Ж - подача жидкости при Р„= О и отсутствии газа у входа в насос. При работе насоса в режиме нулевого напора газосодержание по его длине остается неизменным. Если подача насоса по смеси с повышением газосодержания не меняется, что соответствует бескавитационной работе, то выполняется следующее условие: где Kg и Дх выражены в долях единицы. Степень снижения KQ = /(Дх] при низком давлении у входа для погружных центробежных насосов по экспериментам /127/ мало зависит от числа и типа ступеней и может быть выражена единой кривой. Эта средняя Зависимости /С от j3 насоса ЭЦН5-80 на смеси
Кривая Kg = /(Дх) при Рвх « ОД МГТа для испытуемого насоса ЭЦН5-80 лежит близко к ней. С ростом fBX кривые Kg начинают отходить вниз от линии бескавитационной работы, соответствующей уравнению (3.3), при все больших газосодержаниях, что свидетельствует об уменьшений вредного влияния газа (см. рис.3.5). Наибольшее влияние давления наблюдается в области 0,1 - 0,6 МГТа. В дальнейшем степень влияния давления снижается и при давлениях 2,1 и 3,1 МГТа кривые Kg располагаются близко друг от друга. Поскольку разница в поведении кривой К0 = f\fi ) испытуемого насоса ЭЦН5-80 и средней линии Kg = /(Дх/ для различных типов насосов при Рвх « ОД МГТа невелика, то полученные зависимости о = /(Дк Лж] на режиме нулевого напора насоса ЭЦН5-80 при работе на смеси «вода - газ», видимо, справедливы и для всего ряда погружных центробежных насосов. Следовательно, по рис.3.5 можно найти пределы бескавитационной работы и положение вертикальных кавитационных участков в правой части характеристики для любого типоразмера погружных насосов в зависимости от Дх и Рвк. Полученную зависимость можно использовать при расчете характеристики погружных центробежных насосов, откачивающих из скважин водонефтегазовые смеси, внешней фазой которых является пластовая вода, т.е. смеси, которые моделировались в экспериментах автора смесью «вода - газ». Из проведенных экспериментов следует также, что эксплуатация ЭЦП в сильнообводненных скважинах в области подач левее рабочей части характеристики нежелательна, так как в этих случаях даже небольшое количество газа в откачиваемой смеси приводит к резкому снижению параметров работы насоса. Исследования, проведенные на смеси «вода - ПАВ - газ» (dKp= 66 мм) при различных Рвх в широком диапазоне газосодержаний, также выявили сильную зависимость степени влияния газа на работу ЭЦН от величины давления у входа в насос /61,135, 36/.
На рис.3.6 показаны характеристики испытанной секции насоса ЭЦН5-80 - зависимости давления Рп, развиваемого насосом, от подачи жидкости 0Ж, обработанной ПАВ, при различных Дх ДЛяДх, составляющих 0,1 и 3,1 МПа. При Рвх = 0,1 МПа до Дх= 5% влияние газа на кривые Рн - 2Ж незначительно. С увеличением газосодержания эти кривые в правой части становятся вертикальными - насос работает при искусственной кавитации со значительным снижением параметров. Когда газосодержание достигает критической для данного режима величины, происходит срыв подачи.
С ростом вх искусственная кавитация в насосе возникает при более высоких газосодержаниях. При вх = 3,1 МПа характеристики насоса на смеси «вода - ПАВ - газ» с dKp= 66 мм до Дх = 35% имеют примерно одинаковую форму с характеристиками, полученными на воде. В правой части кривых Рн - Qx нет вертикальных участков, которые свойственны характеристикам при малом давлении у входа.
Кривые распределения давления по длине насоса, снятые при высокой пенообразующей способности смеси «вода - ПАВ - газ» (рис.3.7 и 3.8), выявили следующую закономерность. При работе в области больших газосодержаний первые со стороны входа ступени не развивают положительного напора. Наоборот, они являются сопротивлениями. Давление по пути движения ГЖС через насос сначала снижается, и, только достигнув минимума на некотором расстоянии от входа в насос, начинает возрастать. На кривых распределения давления образуется характерная впадина. Причем, если при Р№ = 0,1 МПа (см. рис.3.7) такая впадина существует лишь в
Исследование дисперсности используемых газожидкостных смесей и влияние предварительного диспергирования свободного газа на работу погружного центробежного насоса
При прохождении ГЖС через многоступенчатый погружной центробежный насос происходит изменение свойств смеси из-за диспергирования газа, сжатия и растворения его в жидкости. Предварительное диспергирование газовой фазы специальными устройствами повышает эффективность работы ЭЦН, согласно /40, 35/. Поскольку дисперсность газа по длине насоса меняется и зависит от числа ступеней, пройденных смесью, для выяснения закономерностей работы многоступенчатого ЭЦН на ГЖС большое значение имеет вопрос о влиянии числа первых ступеней насоса, диспергирующих смесь в наибольшей степени (см.рис.3.20), на характеристику последующих ступеней. С этой целью был поставлен специальный эксперимент /59/.
На установке исследовали работу насоса Э1Щ5-80 с различным числом ступеней того же типоразмера, работающих как предвключенные и диспергирующие смесь. Для проведения эксперимента использовали высокопенистую смесь «вода - ПАВ - газ» с dKp= 66 мм, так как на
малопенистой смеси «вода - газ» достижение тонкодисперсной структуры ГЖС в ЭЦН невозможно /90/, и ее предварительное диспергирование без дополнительно введенных ПАВ, повышающих устойчивость смеси, не приводит к улучшению характеристики центробежного насоса /16/.
Весь пакет из 76 ступеней испытуемого насоса был разделен на два участка - предвключенных диспергирующих и рабочих ступеней, расположенных за предвключенными по ходу потока газожидкостной смеси. За вход насоса принимали первую рабочую ступень. Подпорным насосом и предвключенными ступенями в ней поддерживали абсолютное давление Рвх -0,6 МПа. При числе рабочих ступеней Zp=66 газ последовательно подавался на вход первой рабочей ступени (при этом число диспергирующих ступеней Zd = 0), за три {Zd 3), пять (Zd = 5), и десять (Zd= Щ ступеней до входа в первую рабочую ступень. При Zp= 56 газ подавали за 20 ступеней до входа (Zd = 20), а при Zp = 16 - за 90 ступеней (Zd= 60).
Влияние числа Zd на работу насоса исследовали на режиме нулевого напора при равных давлениях на входе и выходе насоса, чтобы избежать изменения дисперсности газа вследствие его сжатия и растворения в жидкости и выявить диспергирующую способность ступеней.
По результатам испытаний для части насоса, состоящей из рабочих ступеней, строили зависимости коэффициента подачи жидкости KQ на режиме нулевого напора от Zd при вх = 0,6 МПа и различных Дх (рис.3.21). При Zd= Ю и вх = 0,6 были также сняты характеристики н Яж насоса ЭЦН5-80, состоящего из 66 ступеней, в зависимости от Дх (рис.3.22). "
Из рис.3.21 видно, что для Дх= 15% предварительное диспергирование газа не приводит к изменению характеристики. Это можно объяснить следующим. Поскольку при Zd- 0 и Дх= 15% KQ на режиме нулевого напора был равен 0,85, то, следовательно, 15% в потоке смеси занимал газ и 85% - жидкость, т.е. газовые каверны в ступенях при этом не образовывались. Структура потока смеси в ступенях без предварительного диспергирования была эмульсионной, что соответствовало бескавитационной работе насоса. В этих условиях уменьшение диаметра пузырьков газа не могло повлиять на характеристику насоса.
При Дх= 30% и Zd= 0 Kg составляет 0,615, в то время как в случае бескавитационной работы KQ должен быть равен 0,7. Уменьшение KQ связано с образованием при Дх= 30% в рабочих ступенях газовых каверн, занимающих часть проходного сечения каналов и снижающих з Зависимости KQ от 2А при у&л, равном 15 (I), 30 2), 40 (3), 50 (4) и 60 Я (5). Рвх = 0,6 Ша 40 Рис. 3.21 Характеристики насоса ЗЦН5-80 на смеси "зода-ПАЗ-газ" птэи Р3х= 0,6 Ша, 7= 10 и р = Жи 4 , ./7/ Рис. 3.22 104 характеристику насоса. Предварительное диспергирование смеси в этом случае приводит к увеличению KQ при Zd= 5 до значения 0,7, соответствующего бескавитационной работе. Образование газовых каверн с уменьшением диаметров пузырьков газа затрудняется, и диспергирование газа предвключенными ступенями при =.0,6 МПа и Дх= 30% способствует переходу эмульсионно-отрывного режима течения смеси с газовыми кавернами в эмульсионный режим без каверн.
С повышением газосодержания кривые зависимости KQ от Zd становятся более пологими. При Дх= 40% К0 достигает своего бескавитационного значения 0,6 при Zd= 60, причем наибольшее возрастание KQ (от 0,48 до 0,58) наблюдается с увеличением Zd до 10.
Для Дх свыше 40% величины Kg на режиме нулевого напора ни при
каком числе предвключенных ступеней не достигают значений, соответствующих бескавитационной работе. Это происходит потому, что при высоких газосодержаниях повышается вероятность столкновения пузырьков и их слияния. Процессу диспергирования противостоит усиливающийся с ростом Дх процесс коалесценции. Поэтому, несмотря на диспергирование смеси предвключенными ступенями, в рабочих ступенях в результате слияния пузырьков все же образуются газовые каверны. Для Дх= 50% наибольший эффект от диспергирования (увеличение Kg с 0,35 до 0,405) дают десять предвключенных ступеней, при возрастании Zd до 60 KQ составляет 0,43. Для Дх = 60% KQ повышается с 0,25 до 0,29 при увеличении Zd до 20. В дальнейшем с ростом числа диспергирующих ступеней Kg почти не изменяется. Улучшение работы насоса с предварительным диспергированием газа в кавитационных режимах на высокопенистой ГЖС наблюдается не только в режиме нулевого напора, но и во всей рабочей характеристике. Если на однородной жидкости и в бескавитационных режимах на ГЖС давление, развиваемое насосом ЭЦН5-80 с Zd= 0, и Zp = 76 на соответствующих подачах (рис.3.23), за счет большего числа рабочих ступеней, то при работе в режимах искусственной кавитации, когда предварительное диспергирование смеси благоприятно воздействует на характеристику насоса, положение меняется. Так, при Дх = 40 и 50% (см.рис.3.22, 3.23) кривые -Qx для насоса ЭЦН5-80 с Zd= 10, несмотря на меньшее число Zp, во всем интервале подач размещаются выше аналогичных кривых для насоса без предвключенных диспергирующих ступеней. При Дх = 60%, когда процессы диспергирования в большей степени уравновешиваются процессами коалесценции пузырьков, различие в характеристиках насоса при Zd= 0, и Zd= 10 сокращается.
Таким образом, в случае работы ЭЦП на высокопенистой ГЖС в бескавитационном режиме предварительное диспергирование газа в смеси не приводит к изменению характеристики при прочих равных условиях. При наличии кавитации в насосе, откачивающем высокопенистую ГЖС, предварительное диспергирование газовой фазы улучшает его характеристику. Число предвключенных ступеней, обеспечивающих основную долю положительного эффекта от диспергации смеси, для Psx = 0,6 МПа при газосодержании у входа в насос 30% равно 5, при Дх=40% - около . 10, при Дх=50 - 60% - около 20.
Промысловые приемочные испытания и промышленное освоение газосепаратора МН-ГСЛ Г
Следовательно, для стендовых испытаний газосепараторов необходимо применять мелкодисперсные газожидкостные смеси с затрудненной коалесценцией газовых пузырьков. Проблема создания адекватных пластовым нефтям модельных жидкостей решена на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений ГАНГ им. И.М.Губкина.
В проведенных сравнительных стендовых испытаниях сепараторов МНГ и МН-ГСЛ была использована именно такая смесь. Создавалась она следующим образом. Воду с добавкой 0,05% по объему пенообразующего ПАВ - дисолвана 4411 нагнетали подпорным насосом в рабочее сопло эжектора. Струя жидкости, истекая с высокой скоростью из сопла, подсасывала в приемную камеру эжектора воздух из атмосферы. В камере смешения происходило интенсивное перемешивание и обмен энергией между взаимодействующими потоками. В диффузоре эжектора кинетическая энергия смешанного потока преобразовывалась в потенциальную энергию давления. Газожидкостная смесь с повышенным давлением направлялась на вход испытуемого газосепаратора, расположенного в модели обсадной колонны скважины внутренним диаметром 130 мм. Абсолютное давление у входа в сепаратор составило 0,2 - 0,4 МПа. В паре с газосепаратором работал 12-ступенчатый насос ЭЦН5-125.
Интенсивное дробление газа струей жидкости в эжекторе способствовало созданию исключительно мелкодисперсной газожидкостной смеси. Присутствие в ней пенообразующего ПАВ позволяло создать упругие оболочки на поверхности газовых пузырьков, препятствующие их коалесценции. Стабилизации смеси содействовало и повышенное по сравнению с атмосферным давление на приеме газосепаратора. Все это, вместе взятое, создавало жесткие условия для работы испытуемых сепараторов.
Испытательный стенд, реализующий данный метод исследований, защищен авторским свидетельством СССР №1521918 /11/. Кроме того, на предложенный способ испытаний и стенд для его осуществления получен патент РФ №2075654 /178/. Подробное описание стенда представлено в работах /79, 76/.
При экспериментальных исследованиях, кроме величины Дх, определяли также остаточное газосодержание Дст смеси на выходе сепаратора, то есть той смеси, которая поступала затем на прием работавшего вместе с газосепаратором насоса. По известным величинам Дх и Дст находили коэффициент сепарации Кс;
В процессе экспериментов замеряли, кроме того, подачу жидкости насосом QH и развиваемое насосом давление Рн (имеется в виду ЭЦН, работавший с сепаратором).
На рис.4.3 нанесены полученные при экспериментах на мелкодисперсной газожидкостной смеси зависимости Кс от Дх для сепаратора МНГ (кривые 3 и 4). Они имеют иной вид, нежели кривые 1 и 2, полученные при благоприятных условиях сепарации. На мелкодисперсной смеси высокие значения Кс достигаются только в области Дх« 0,15 - 0,32. При дальнейшем росте Дх начинается стремительное падение значений коэффициента сепарации, причем в случае большого расхода жидкости 2Ж, поступающего в сепаратор, падение Кс происходит интенсивнее (см. рис.4.3, кривая 4). В области Дх« 0,6 - 0,7 значения Кс близки к нулю. Это свидетельствует о том, что сепаратор почти прекращает выполнять свою основную функцию -отделение газа.
Визуальными наблюдениями через прозрачный патрубок из оргстекла в модели обсадной колонны было отмечено, что мелкодисперсная газожидкостная смесь, поступающая в сепаратор, имеет пенную структуру молочного цвета, причем вязкость такой смеси заметно выше, чем у воды. Естественно, сепаратор работал в этих условиях значительно хуже, чем на крупно дисперсных газожидкостных смесях.
На рис.4.4 представлены зависимости остаточного газосодержания от Дет от Дх для испытуемых сепараторов МНГ и МН-ГСЛ при одном и том же расходе жидкости Qx, поступающей в сепаратор. Зависимости дст = 4дЛ для Qx = 1,49 л/с (рис.4.4, кривые 1 и 2) показывают характерные особенности работы сравниваемых сепараторов, качественно проявляющиеся и при других значениях подачи Qx. Вначале, при небольших значениях Дх, лучшую сепарацию обеспечивает МНГ, а значения ДсТ выше у МН-ГСЛ. Затем, по мере роста Дх, картина меняется. При высоких входных газосодержаниях сепаратор МН-ГСЛ значительно лучше разделяет мелкодисперсную смесь, чем МНГ. Величины остаточного газосодержания у сепаратора МН-ГСЛ в этой области меньше, чем у МНГ. Аналогичная картина наблюдается и при других расходах жидкости.
Проанализируем, как такие особенности газоотделения сказываются на характеристике ЭЦН, работающего с сепаратором. На рис.4.5 и 4.6 представлены зависимости подачи жидкости QH и развиваемого давления Рн для 12-ти ступенчатого насоса ЭЦН5-125, работавшего поочередно с двумя испытуемыми сепараторами. В левой части графиков, при небольших входных газосодержаниях, подача жидкости и развиваемое давление насоса с сепаратором МН-ГСЛ несколько ниже, чем с МНГ. При Дх« 0,4 у насоса с сепаратором МНГ начинается довольно резкое падение характеристик и при Дх 0 5 насос перестает развивать давление. При больших газосодержаниях
