Рис. 2.30. Распределение износа межступенных уплотнений по длине насоса [195]:

а) пунктир — без промежуточных подшипников (ПП), сплошная линия — 5 ПП;

б) пунктир 3 ПП, сплошная линия 5 ПП.

состойкость насосов удалось поднять на порядок. Это позволяет ЗАО «Новомет-Пермь» при необходимости выпускать насосы с гарантией безотказной работы 1000 суток.

Таким образом, для повышения износостойкости ПЛН выбор ма­ териалов пар трения и конструкции промежуточных подшипников следует проводить с учетом:

—износостойкости материалов пар трения;

—достаточного расстояния между подшипниками;

—гибкости установки подшипников.

2.7.3.Характеристики насосов и требования к ним

Погружные лопастные насосы для добычи нефти предназначены

для выполнения двух функциональных задач: эксплуатация скважин, обеспечивая при этом необходимый дебит, и освоение скважины, пласта после ремонта. Естественно требуется эффективное выпол­ нение этих задач: обеспечение максимально возможного КПД и на­ ибольшей наработки насоса и установки.

Режим освоения начинается с откачки задавочной жидкости из скважины, когда уровень жидкости в затрубном пространстве неболь­ шой, примерно у устья скважины (точка I на рис. 2.31). При этом ре­ жим работы насоса может быть вне рабочего диапазона подач насоса (точки 1, Г на характеристике Q-H насоса).

По мере снижения уровня жидкости в затрубном пространстве и как следствие, снижения забойного давления Р.)аб) а, следовательно', повышения потребного напора насоса — Повышения характеристики сети, изменяется режим работы насоса (точки 3, з”; 2, 2”). При этом следует отметить, что пласт начинает «работать» при значении Р меньшем забойного давления при эксплуатации.

Таким образом, в общем случае при освоении требуется развивае­ мого насосом напора больше, чем при эксплуатации. При освоении насос может работать на режимах, лежащих левее рабочего диапазо­ на подач насоса. И если форма напорной характеристики насоса бу­ дет западающая, как Г -3’-2’-2” на рис. 2.31, иди с горизонтальным участком на малых подачах, то в этом случае при освоении скважины возможна работа насоса с помпажем, сопровождаемым повышенной вибрацией насоса, что существенно снижает ресурс работы насоса до стадии эксплуатации скважины (см. раздел 2.4).

Исходя из выше приведенного, насос, имеющий не монотонно­ падающую напорную характеристику, заведомо может иметь суще­ ственно меньшую наработку по сравнению с насосом, имеющим монотонно-падающую напорную характеристику, при прочих рав­ ных условиях. Естественно, это относится к условию неконтро­ лируемого освоения скважины. Таким образом, форму напорной характеристики насоса целесообразно выполнять монотонно-па­ дающей [10] во избежание помпажа в работе насоса при освоении скважины.

Чтобы обеспечить после освоения эксплуатацию скважины на номи­ нальном режиме насоса и режимах в пределах рабочего диапазона, напор насоса на закрытой задвижке должен быть больше напора на номиналь­ ном режиме более, чем на(10—15)% (по экспертным оценкам [11]). Если насос не будет удовлетворять этому требованию, то подобранным для эксплуатации скважины насосом невозможно будет освоить скважину, или если выбрать насос с большим напором, достаточным для освоения скважины, то такой насос на режиме эксплуатации будет работать на подачах, больших подачи номинального режима и, возможно, больших подачи правой границы рабочего диапазона.

Получение максимальных наработок погружных лопастных на­ сосов в значительной степени зависит от выбора рабочего диапазона подач насоса относительно оптимального режима. Рабочий диапазон подач насоса целесообразно выбирать в относительно узком диапазо-

Рис. 2.31. Режимы освоения и работы скважины с УЭЦН.

II —момент достижения наибольшего динамического уровня задавочной жидкости, III — момент выхода на режим промышленного отбора;

1-3-2 —монотонно падающая напорная характеристика насоса, Г-3’-2’-2” — напорная характеристика насоса с западанием; 3, 3’ - режимы эксплуатации; а — зависимость сопротивления сети от подачи.

не, вблизи оптимального режима. Анализ, проведенный в свое время в ОКБ БН [184], по скважинам-долгожителям, имеющим наработки от 2 лет 2 месяцев до 4 лет 9 месяцев показал, что эти насосы работали вблизи оптимального режима, в диапазоне 0.8-1.1 от подачи QonT оп­ тимального режима.

По исторически сложившейся традиции рабочий диапазон рос­ сийских погружных центробежных и диагональных насосов обычно выбирается в диапазоне примерно от 0.7 до 1.2 относительных значе­ ний подачи оптимального режима насоса с целью:

—обеспечения минимальной осевой силы, действующей на рабо­ чее колесо, а, следовательно, меньшего износа осевой опоры колеса;

—избежания подъема плавающих рабочих колес на режимах более

1.2QonT;

—избежания кратного повышения уровня вибрации на подачах,

меньших 0.7 QonT (рис. 2.32 [11]);

— достижения максимального КПД.

К сожалению, для некоторых серийно-выпускаемых насосов рабо­ чий диапазон подач определяется изготовителем в тех же относитель­ ных значениях, но от подачи номинального режима, разница которой

сподачей оптимального режима в некоторых случаях достигает 100%

иболее. Это существенно снижает ресурс насоса.

Вобщем машиностроении различие подач номинального и оп­ тимального режимов насоса обычно выбирается в пределах 10%. Следует отметить, что в технических требованиях некоторых нефтя­ ных компаний приводится ограничение этой величины в пределах

± 20%.

Для повышения наработки насосов изготовителям следует опреде­ лять рабочий диапазон насосов вблизи оптимального режима, сузить принятый рабочий диапазон подач (0.7... 1.2) QonT и перейти от густо­ ты ряда по подачам со знаменателем 1.6 к густоте со знаменателем 1.25 (знаменатель — отношение соседних подач ряда насосов). Кстати, это и есть средняя густота рядов подач аналогичных насосов изготовите­ лей США.

Таким образом, наибольшие наработки ПЛН могут обеспечиваться следующим:

—обеспечением монотонно-падающей формы напорной характе­ ристики насоса;

—обеспечением отношения напора насоса на закрытой задвижке к номинальному напору не менее 1.1-1.15;

—ограничением разницы подач оптимального и номинального ре­ жимов насоса в пределах ±20%;

—сужением рабочего диапазона подач каждого насоса, для чего необходим выпуск насосов с более густым рядом подач.

2.7.4. Влияние вязкости Общеизвестно, что влияние вязкости жидкости на гидравличес­

кие потери при течении ее по трубам или на характеристики лопас­ тного насоса определяется числом Рейнольдса, зависящим от гид­ равлического размера сечения и скорости потока. Трудности кор­ ректного выражения числа Рейнольдса потока в лопастном насосе (ступени) заключаются в установлении характерных параметров размера и скорости в проточной части ступени, состоящей из боль­ шого числа изменяющихся трактов. Важно, чтобы эти характерные параметры интегрированно определяли гидравлические потери в ступени.

Влияние вязкости жидкости на характеристики лопастного насо­ са изучалось экспериментально многими российскими и зарубежны­ ми исследователями. При обобщении и анализе экспериментальных данных этими исследователями применялись различные формы за­ писи числа Рейнольдса. В настоящее время имеются до 10 существен­ но различающихся таких форм. Одним из ведущих российских иссле­ дователей П.Д. Ляпковым[169] была предложена следующая форма

v

где Ов.0пт — подача ступени на оптимальном режиме при работе на технической воде стандартной температуры, м3/с;

п — частота вращения вала в мин;

V — кинематическая вязкость жидкости, м2/с.

Представляется, что это наиболее логичная и обоснованная форма записи числа Рейнольдса.

Действительно, полувековой опыт в насосостроении подтвердил, что гидравлические потери, гидравлический КПД подобных лопас­ тных насосов определяются приведенным диаметром входа, пропор­ циональным ^в в,„т'

В принципе это подтверждается экспериментальными работами [2], по которым обобщенный гидравлический диаметр каналов рабо­ чего колеса и направляющего аппарата центробежных и диагональ­ ных ступеней ПЛН равен

(2.47)

где а) — окружная скорость вращения вала, 1/с.

Тогда средняя относительная скорость потока в ступени с учетом

А число Рейнольдса потока в ступени с учетом выражений (2.47) и (2.48)

Экспериментальные исследования по влиянию вязкости жидкости на характеристику ступеней центробежных насосов показал, что при увеличении вязкости жидкости напорная характеристика снижается, потребляемая мощность повышается. В качестве примера на рис. 2.33 приведены экспериментальные характеристики.

Наибольшее распространение применительно к погружным центробежным насосам для добычи нефти получил разработанный

П.Д.Ляпковым универсальный способ пересчета характеристик

своды на жидкость любой вязкости [171]. Номограмма пересчета приведена на рис. 2.34, где стрелками показано направление поль­ зования номограммой. Способ основан на использовании числа Рейнольдса в виде (2.46)

Вномограмме представлены изменения относительных параметров:

подачи оптимального режима

По найденным по номограмме относительным параметрам Q„, Hv, rjv можно вычислить в интервале подач 0.4<Qv/Q BonT^1.4 характерис­ тики Н„— Qv и tjv— Q„. Зависимость N„— Q„ может быть построена по расчету мощности для всех режимов насоса по формуле

повышении газосодержания происходит еще большая деформация характеристик насоса (рис. 2.35).

2. На подачах, меньших подачи оптимального режима, снижение напорной характеристики насоса сопровождается колебаниями раз­ виваемого насосом давления. Колебания давления появляются как разрыв потока, и такое нарушение непрерывности потока является следствием непрерывного изменения структуры потока. При этом наблюдаются также колебания потребляемой мощности. Следует от­ метить, что насос на подачах, меньших оптимального режима факти­ чески может работать, но работа насоса будет сопровождаться коле­ баниями параметров, что приведет к повышению уровня вибрации и, как следствие, к снижению наработки насоса.

При тех же высоких значениях газосодержания ГЖС на подаче оп­ тимального режима и на подачах правее оптимального режима коле­ бания параметров насоса не наблюдаются — насос работает устойчиво (рис. 2.35).

3. Следующим негативным явлением после колебаний параметров насоса является срыв подачи насоса, когда насос прекращает созда­ вать напор. Это является результатом перекрытия проточного тракта насоса газовыми пробками, образовавшимися отсепарированными газовыми пузырьками.

Для выяснения причин изменений характеристик многоступен­ чатого центробежного насоса при откачке крупнодисперсной газо­ водонефтяной смеси рассмотрим частный случай — характеристику насоса при работе на газожидкостной смеси, в которой жидкая среда является однокомпонентной жидкостью.

По мере возрастания объемного газосодержания в жидкости, т. е. отношения объемной подачи газа к объемной подаче смеси, снижают­ ся давление, развиваемое насосом, и КПД насоса; когда объемное газосодержание достигает некоторой предельной величины, насос пре­ кращает подачу жидкости — наступает срыв подачи. Ступени насоса при работе на ГЖС принципиально можно разделить на две группы: первая со стороны входа группа ступеней, работающих на крупнодис­ персной смеси, практически не развивает давление, но диспергирует смесь («диспергирующие ступени»); каждая ступень второй группы работает на жидкости квазигомогенной структуры и развивает такой же напор, как при работе на однородной жидкости (рис. 2.36).

При неоднократных исследованиях рабочего процесса в ступенях конструкции СН, при работе их на крупнодисперсной ГЖС выяв­ лено, что при достаточно большом количестве газа во всасываемой

ния в область меньшего под действием градиента давления в потоке по ширине и длине межлопастного канала. В результате изменяется распределение скоростей в каналах рабочего колеса — уменьшается напор, развиваемый ступенью.

При увеличении газосодержания во всасываемой смеси эффект сепарирования газа поперек канала увеличивается, и каверна, все более насыщаясь газом, растет по величине и сдвигается к выходу настолько, что «запирает» проходное сечение канала, в результате чего наступает режим срыва подачи ступени. Визуальными иссле­ дованиями установлено, что каверны образуются в местах отрыва потока межлопастного канала рабочего колеса, наблюдаемых при работе ступени на однородной жидкости; форма и размеры каверн определяются в основном гидродинамическими факторами движе­ ния однофазной жидкости.

По мнению многих исследователей, существенные изменения ха­ рактеристик насоса связаны с сепарационными явлениями внутри проточных каналов рабочего колеса, а срыв режима работы насоса — с образованием и развитием каверны на всасывающей стороне лопасти колеса.

При этом изменения структуры потока в безлопаточных про­ странствах и направляющем аппарате ступени, как возможные при­ чины снижений характеристик и срыва подачи ступени при работе на ГЖС, выпадали из рассмотрения.

Исследования по изучению структуры потока в каналах направ­ ляющих аппаратов осерадиальных отводов, проведенные в ОКБ БН на аэростенде на модельных ступенях, показали, что в межлопаточ­ ных каналах аппарата имеются зоны пониженного давления, отрыв­ ные зоны потока, интенсивные вторичные явления. Очевидно, что в местах межлопаточных каналов аппаратов, где происходят отрывы потока, при работе ступени на крупнодисперсной ГЖС из-за сепарационных явлений будут образовываться каверны, влияние которых на характеристики ступени должно быть не менее влияния соответству­ ющих каверн в межлопастных каналах рабочих колес.

Кроме того, визуальные исследования течения газожидкостного потока в проточной части осерадиального отвода некоторых сту­ пеней (СН12-25, СН5А-160), проведенные в ОКБ БН, позволили уточнить механизм образования срыва подачи у ступеней такой конструкции.

Дело в том, что при достаточно большом газосодержании во всасы­ ваемой смеси (fi>0,04) в верхней пазухе рабочего колеса ступени вок­ руг вала образуется квазистационарная кольцевая газовая каверна.

При увеличении содержания газа во всасываемой смеси кольце­ вая каверна увеличивается по диаметру; ее наружная граница сдви­ гается настолько, что большая порция газа, увлекаясь активным потоком, выходящим из рабочего колеса, поступает из кольцевой каверны на вход и в каналы направляющего аппарата и «запирает» проходные сечения каналов аппарата.

Такой процесс срыва подачи может быть только в ступенях с осера­ диальным отводом, применяемых в погружных центробежных насо­ сах для добычи нефти.

Кроме того, результаты вышеприведенного визуального исследо­ вания механизма образования срыва подачи в ступенях с осерадиаль­ ным отводом, подтверждаются тем, что, как экспериментально уста­ новлено, допустимое газосодержание центробежно-вихревых ступе­ ней, как минимум в 1,5 раза выше, чем у центробежных.

Это объясняется наличием импеллерного венца на периферии ве­ дущего диска рабочего колеса центробежно-вихревых ступеней, ко­ торый откачивает часть газа накапливающегося в верхней пазухе ра­ бочего колеса.

К настоящему времени наиболее изучено влияние свободного газана характеристику погружного центробежного и диагонального насосов.

Требование по максимальному допустимому газосодержанию на приеме насоса, приведенное в технических условиях на насосы мно­ гих российских производителей ЭЦН, регламентируется 25%-ным объемным содержанием свободного газа на приеме насоса при откач­ ке нефтеводогазовой смеси из скважины. Однако известно, что вели­ чина допустимого газосодержания зависит от многих других факто­ ров, например, обводненности и давления на входе насоса.

Сначала рассмотрим режимы работы лопастного насоса в зави­ симости от концентрации свободного газа в газожидкостной смеси (ГЖС) на входе насоса.

Специальными экспериментами [182] показано, что решающее значение в определении степени зависимости характеристики на­ соса от наличия свободного газа в откачиваемой продукции имеет появление в межлопаточных каналах его рабочих колес и направ­ ляющих аппаратов газовых каверн, не участвующих в поступатель­

ном движении продукции через насос. Если такие каверны в каналах не образуются, характеристика насоса при работе на ГЖС остается практически такой же, как при работе на однородной жидкости той же вязкости, поскольку наличие газовой фазы в жидкости не влия­ ет на распределение скоростей потока ГЖС до решетки, в решетке

иза решеткой лопаток рабочих колес и направляющих аппаратов.

Вэтом случае течение ГЖС в проточных каналах ступеней можно назвать квазигомогенным. Если же упомянутые газовые каверны в межлопаточных каналах образуются, то характеристика насоса существенно деформируется, так как вследствие нарушения плав­ ности обтекания лопаток и загромождения кавернами поперечного сечения проточных каналов резко ухудшается распределение ско­ ростей потока в решетке и за решеткой, что приводит к уменьше­ нию удельной энергии, сообщаемой насосам откачиваемой про­ дукции, а также к увеличению потерь энергии и, следовательно, к снижению К.П.Д. насоса.

Явления, наблюдаемые в проточных каналах насоса при наличии в них газовых каверн, и зависимость от этих явлений характеристи­ ки насоса в гидродинамическом отношении аналогичны таковым при откачке насосом однородной жидкости в кавитационных режи­ мах. Поэтому режимы работы насоса на ГЖС, которым свойствен­ ны указанные явления, условно названы [172,178] кавитационными с учетом того, что в действительности в проточных каналах насоса наблюдается не обычная паровая или парогазовая, а искусственная кавитация.

Исходя из вышеизложенного, в зависимости от концентрации сво­ бодного газа в ГЖС на входе насоса можно отметить следующие ре­ жимы работы лопастной ступени насоса (рис. 2.38):

1.При газосодержании до 2% насос развивает практически тот же напор, что на гомогенной жидкости.

2.При повышении газосодержания наблюдается снижение напор­ ной характеристики насоса ГЖС, но насос работает стабильно. Здесь имеет место квазигомогенное течение в проточных каналах насоса.

3.При дальнейшем повышении газосодержания снижение напор­ ной характеристики лопастного насоса сопровождается колебаниями развиваемого насосом давления, потребляемой мощности — неста­ бильностью работы насоса. Это — т. н. режим искусственной кавита­ ции по терминологии авторов [172,178].

зимова М. Г. [173 — 177], проведенных в 60—70 годы. Эта зависимость была подтверждена экспериментальными работами ИгревскогоВ.И. и Дроздова А. Н. [172,178].Однако результаты всех этих работ не были доведены до определения регламентирующей закономерности.

Попытка получить прогнозные границы стабильной, без колеба­ ния параметров, работы центробежных насосов в координатах «газосодержание — давление на входе» удалась американским исследова­ телям Турпину (1986г.) [179] и Дунбару (1989г.) [180] по результатам проведенных ими испытаний.

Кривая Дунбара (рис. 2.39) получена в результате анализа промыс­ ловых испытаний насосов, охватывающих широкий ряд типоразме­ ров, и поэтому представляется достаточно обоснованной. Следует от­ метить, что в приведенных иллюстрациях газосодержание определено как отношение объемной подачи газа к объемной подаче смеси.

Кривая Дунбара является границей приемлемой работы насоса. Область приемлемой работы находится ниже кривой, условия выше кривой требуют применения газосепаратора перед насосом. По ре­ зультатом испытаний приводится также приближенная граница сры­ ва подачи насоса из-за сверхвысокого газосодержания.

Кривая Турпина (рис. 2.40), являющаяся по мнению исследовате­ ля, границей приемлемой работы погружного центробежного насоса,

К1-/5

где давление Рвх на входе насоса задается в размерности кг/см2. Кривая Турпина при Ф=1 используется при подборе насосов к

скважинам специалистами фирмы Centrilift, но только с целью конт­ рольного определения области приемлемой работы.

Для определения границы допустимого газосодержания на входе центробежного насоса, соответствующей российской нефтепромысло­ вой практике, целесообразно взять за основу кривую Дунбара как более обоснованную, так как она получена в результате большого объема про­ мысловых испытаний широкого ряда насосов. И используя эту кривую, как кривую тенденции изменения, следует провести кривую через точку, соответствующую российской нефтепромысловой практике. Эта точка соответствует газосодержанию 25% и по умолчанию — минимальному давлению на входе насоса, равному 30 кг/см2 (рис. 2.40).

LO

О

Рвх, кГс/см2