Рабочие характеристики ЭЦН с предвключенным диспергатором при работе на газожидкостной смеси

Performance curves of ESP fitted with a primary gas handler when operating on gas-liquid mixture

S. PESHCHERENKO, CJSC Novomet-Perm, A. KAPLAN, JSC Gazprom neft NGG
M. PESHCHERENKO, A. IVASHOV, CJSC Novomet-Perm

Предлагается способ увеличения эффективности работы ЭЦН с предвключенным диспергатором при перекачке жидкости, содержащей нерастворенный газ.

Suggestions to improve performance efficiency of ESPs fitted with a primary gas handler while pumping liquids containing undissolved gas.

Стенд для испытаний на ГЖС
В настоящее время накоплен обширный экспериментальный материал о влиянии свободного газа в откачиваемой жидкости на работу центробежного насоса (например [1, 2]). Известно, что характеристики центробежного насоса на газожидкостной смеси ухудшаются по сравнению с его характеристиками на воде. Характерный вид напорно-расходных кривых при различных содержаниях газа в смеси приведен на рис. 1.
Рис. 1. Напорно-расходная и энергетическая характеристики насосной секции ВНН5А-50 (161 ступень) при газосодержаниях от 0% до 55% и давлении на входе 3 атм
Из рис. 1 видно, что:
  • заметно уменьшается пропускная способность насоса (без газа максимальная подача 100 м3/сут, а при 50% газа — только 38 м3/сут);
  • снижается величина напора, развиваемого насосом;
  • возникает немонотонная зависимость напора от подачи в левой зоне рабочей характеристики, которая может привести к нестабильной работе насоса в сети.
Экспериментальное изучение распределения давления вдоль насосной секции (рис. 2), выполненное по аналогии с [1, 2, 3], дополняет картину явления — в присутствии газа первые ступени насоса могут вообще не создать давления, являясь гидродинамическим сопротивлением. В них происходят интенсивное перемешивание газожидкостной смеси, измельчение крупных газовых пузырьков и создание квазиоднородной эмульсии. Чем выше газосодержание в смеси, тем большее число ступеней вовлечено в процесс подготовки смеси и выключено из процесса перекачивания, поэтому эффективность работы насоса становится низкой.
Рис. 2. Распределение давления вдоль насосной секции ВНН5А-50 (161 ступень) при газосодержаниях 0%, 35%, 45%, 50%, начальная подача по жидкости 50 м3/сут
Одним из способов повышения эффективности работы насоса при повышенном газосодержании без использования дополнительных предвключенных устройств является применение так называемых конических насосов, состоящих из пакетов ступеней различных типов с разными номинальными подачами. При этом ступени с большей производительностью размещаются на входе в секцию, с меньшей производительностью — далее по потоку [4]. Считается, что ступени большой производительности пропускают относительно большие объемы нерастворенного газа, постепенно сжимая газ и подавая на следующий пакет ступеней меньшей производительности газожидкостную смесь с меньшим газосодержанием. Тем самым обеспечивается более устойчивая работа «конической» насосной секции с газом по сравнению с обычным центробежным насосом. Однако фактически первые ступени не сжимают газ (т. к. не развивают давления) до тех пор, пока не произошла диспергация смеси (рис. 2: при 45% газа первые 70 ступеней не создают напор). Только после того, как газожидкостная смесь доведена до состояния квазиоднородной эмульсии, каждая последующая ступень насоса вносит свой вклад в повышение давления секции. Поэтому при перекачке жидкости, содержащей нерастворенный газ в любой компоновке секции, первые ступени работают как диспергирующие, а не как напорные. Следовательно, для повышения эффективности насоса возникает необходимость переложить функции подготовки смеси на отдельное предвключенное устройство.

Однако существует возможность напрямую понизить содержание свободного газа в смеси путем отделения большей части нерастворенного газа от жидкости. В этом случае в качестве предвключенного устройства используется газосепаратор, направляющий отделенный газ в затрубное пространство. Такой способ имеет ряд ограничений (например, наличие пакеров, работа в боковых стволах, на горизонтальных участках скважин, запрет на сброс газа в затрубье) и не является универсальным.

В том случае, когда насосом перекачивается вся продукция скважины, в качестве предвключенных устройств используются диспергаторы [5,6] или мультифазные насосы [7,8], основное назначение которых – приготовить и передать в основной насос мелкодисперсную квазиоднородную эмульсию газ-вода-нефть. Интенсивное перемешивание газожидкостной смеси вихревым течением в диспергаторах любых типов или в мультифазных насосах с диспергирующими отверстиями [9] успешно решает проблему приготовления эмульсии. Далее о том, как передать подготовленную смесь в основной насос, сохранив достигнутый уровень дисперсности.

Обычно предвключенное устройство собирается в виде отдельного модуля, устанавливаемого перед нижней секцией основного насоса. В этом случае эмульсия, приготовленная в предвключенном устройстве, перетекает в основной насос через межсекционный промежуток, имеющий некоторую протяженность и вращающиеся детали в виде вала и соединительных муфт, закручивающих поток. Закрутка потока в безлопаточном канале вызывает разделение компонентов газожидкостной смеси на фазы, способствует укрупнению газовых пузырьков и ухудшению дисперсности, частично возвращая состояние, в котором находилась смесь до прохождения предвключенного устройства. В лучшем случае это приводит к снижению устойчивости работы установки в целом, в худшем — к срыву подачи.

Мы предлагаем оптимизировать способ использования предвключенного диспергирующего устройства и максимально повысить эффективность работы установки при наличии свободного газа в перекачиваемой жидкости. С этой целью целесообразно ступени предвключенного насоса размещать на входе в насосную секцию непосредственно перед ступенями основного насоса в одном корпусе с ними. Между ступенями предвключенного и основного насоса тогда помещается направляющий аппарат, являющийся одновременно промежуточным подшипником, обеспечивающим прямолинейность вала. Таким образом, диспергированная газожидкостная смесь, приготовленная в предвключенном устройстве, перетекает в первую ступень основного насоса по переходному каналу минимальной длины, причем стенки проточной части переходного канала, образованные неподвижными поверхностями переходного направляющего аппарата, не вращаются, а значит, не создают закрутку и нежелательную сепарацию потока. В качестве ступеней предвключенного насоса в зависимости от подачи основного насоса могут использоваться либо ступени диспергаторов любого типа, либо ступени лопастных насосов диагонального или осевого типов с диспергирующими элементами.

Преимущества предложенной компоновки подтверждены экспериментами, проведенными нами на стенде для испытаний насосных секций на газожидкостных смесях (рис. 3 – 6).
Рис. 3. Напорно-расходная характеристика насосной секции ВНН5А-50 с предвключенным диспергатором ДН5А-250, смонтированными в разных корпусах, давление на входе 3 атм
Рис. 4. Напорно-расходная характеристика насосной секции ВНН5А-50 с предвключенным диспергатором ДН5А-250, смонтированными в одном корпусе, давление на входе 3 атм
Рис. 5. Напорно-расходная характеристика насосной секции ВНН5А-50 с предвключенным диспергатором ДН5А-250, смонтированными в разных корпусах, давление на входе 5 атм
Рис. 6. Напорно-расходная характеристика насосной секции ВНН5А-50 с предвключенным диспергатором ДН5А-250, смонтированными в одном корпусе, давление на входе 5 атм
В ходе испытаний снимались напорные характеристики 3-метровой насосной секции (128 ступеней) 5А габарита с номинальной подачей 50 м3/сут с предвключенным диспергатором ДН5А-250 (6 ступеней лабиринтного типа по патенту [6]), смонтированными в виде отдельных модулей (рис. 3, 5) и той же насосной секции с тем же предвключенным устройством, смонтированными в одном корпусе (рис. 4,6). Давление на входе поддерживалось на уровне 3 атм (рис. 3, 4) и 5 атм (рис. 5, 6), частота вращения вала составляла 2910 об/мин, рабочая жидкость представляла собой смесь вода + воздух + ПАВ (0,05% дисолвана), газосодержание в смеси изменялось от 0% до предельного, с которым насос продолжал устойчиво работать. Число ступеней основного насоса и число ступеней диспергатора во всех экспериментах оставалось одним и тем же, длина переходного канала между предвключенным и основным насосом при сборке в одном корпусе сократилась в 2 раза.

Из рис. 1 и 3 видно, что использование предвключенных диспергирующих ступеней позволяет избавиться от немонотонного хода напорной кривой в области малых подач, а также увеличить рабочий интервал подач (без диспергатора максимальная подача при 50% газа — 38 м3/сут, с диспергатором – уже 53 м3/сут). Если же поместить предвключенные ступени внутрь насосной секции (рис. 4), предельное газосодержание, с которым насос продолжает устойчиво работать, вырастет до 55% (т. е. еще на 5%), максимальная подача также возрастет (до 62 м3/сут при 55% газа), и напор, развиваемый секцией, увеличится. Все эти тенденции сохраняются и при давлении на входе 5 атм (рис. 5, 6).

Выводы
  1. Устойчивая работа насосной секции на жидкостях, содержащих нерастворенный газ, требует предварительной диспергации смеси в устройстве специальной конструкции — диспергаторе. Предвключенные ступени, предназначенные исключительно для сжатия смеси, также сначала будут диспергировать, а уже потом сжимать смесь, поэтому их использование без дополнительных диспергирующих элементов не оправдано.
  2. Эффективность работы установки, состоящей из предвключенного диспергатора и основного насоса, можно увеличить, размещая диспергирующие ступени непосредственно перед ступенями основного насоса в одном корпусе с ним. При этом увеличатся также рабочий диапазон подач, напор, развиваемый насосом, и величина предельного газосодержания, с которым насосная секция будет устойчиво работать.

Литература

  1. Игревский В.И. Исследование влияния газовой фазы на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей из скважин. Дис. ... канд. техн. наук. М.: 1977. 192 с.
  2. А.Н. Дроздов. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. Учебное пособие. М.: МАКС Пресс, 2008. 312 с.
  3. Ляпков П.Д., Игревский В.И. Влияние давления на напор, развиваемый центробежным колесом, перекачивающим газожидкостную смесь // Нефтепромысловое дело. 1977. №2. С. 11 – 12.
  4. Агеев Ш.Р., Григорян 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. United States Patent № 562 8616. Downhole pumping system for recovering liquids and gas/ Inventor Woon Y. Lee, data of a publication 15.05.1997.
  6. Патент РФ № 2232301 С1. Погружная насосная установка / Авт. изобрет. Дроздов А.Н., Агеев Ш.Р., Деньгаев А.В. и др., опубл. 10.07.2004 г.
  7. Патент РФ № 2368812 С1. Погружной мультифазный насос / Авт. изобрет. Пещеренко С.Н., Пещеренко М.П.; Рабинович А.И., Каплан А.Л. и др., опубл. 27.09.2009 г.
  8. United States Patent 5885058. Multiphase fluid pumping or compression device with blades of tandem design / Inventor R. Vilagines, C. Bratu, F. Spettel, data of a publication 23.03.1999.
  9. Патент РФ № 2428588 С1. Погружной мультифазный насос / Авт. изобрет. Пещеренко С.Н., Пещеренко М.П., Кобяков А.Е., Рабинович А.И. и др.; опубл. 10.09.2011 г.

References

  1. V. I. Igrevsky. Study of influence of gas phase on characteristics of multiple-impeller pump in pumping of liquid-gas mixture from wells. Candidate of Science's Thesis (Engineering). M., 1977. 192 p.
  2. A . N. Drozdov, Technology and technique of oil production by submersible pumps in complicated conditions. Tutorial. M.: MAKS Press, 2008. 312 p.
  3. P. D. Lyapkov, V. I. Igrevsky. Influence of pressure on thrust developed by centrifugal pump transferring liquid-gas mixture. Petroleum Engineering. 1977. No.2. pp. 11 – 12.
  4. Sh. R. Ageev, E. E. Grigoyan, G. P. Makienko. Russian rotary vane-type pumps for oil production and their application. Encyclopedic reference book. Perm. “Press-master” LLC, 2007. 645 p.
  5. United States Patent No. 5628616. Downhole pumping system for recovering liquids and gas/ Inventor Woon Y. Lee, date of a publication 15.05.1997.
  6. RF Patent No. 2232301 С1. Submersible pump unit / Inventors A. N. Drozdov, Sh. R. Ageev, A. V. Dengaev et al., date of publication 10.07.2004
  7. RF Patent No. 2368812 С1. Submersible multiphase pump / Inventors S. N. Pescherenko, M. P. Pescherenko, A. I. Rabinovich, A. L. Kaplan et al., date of publication 27.09.2009
  8. United States Patent 5885058. Multiphase fluid pumping or compression device with blades of tandem design / Inventors R. Vilagines, C. Bratu, F. Spettel, date of publication 23.03.1999.
  9. RF Patent No. 2428588 С1. Submersible multiphase pump / Inventors S. N. Pescherenko, M. P. Pescherenko, A. E. Kobyakov, A. I. Rabinovich et al., date of publication 10.09.2011

Комментарии посетителей сайта

  • Сергей 24.03.2012, 10:12 ссылка
    Как же это мы определяем кпд, когда насос, по сути, работает и как компрессор одновременно?
    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей
  • Сергей 24.03.2012, 10:45 ссылка
    И вообще, можно ли говорить о кпд насоса, когда несколько секций ступеней не работает?
    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей
Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


Авторизация


регистрация

Пещеренко С.Н.

Пещеренко С.Н.

д.ф-м.н., начальник ИТЦ

Департамент инновационных разработок, ЗАО «Новомет-Пермь»

Каплан А.Л.

Каплан А.Л.

первый заместитель генерального директора, технический директор

ОАО «Арктикгаз» (ОАО «Газпром нефть», ОАО «Новатэк»), г.Москва

Пещеренко М.П.

Пещеренко М.П.

к.ф.-м.н., ведущий математик Инженерно-технического центра департамента инновационных разработок

ЗАО «Новомет-Пермь»

Ивашов А.А.

инженер-исследователь инженерно-технического центра

ЗАО «Новомет-Пермь»

Просмотров статьи: 7003

Рейтинг@Mail.ru

admin@burneft.ru