УДК 622.276.53.054.23:    621.67-83

 

Влияние   давления на  образование каверны в потоке газожидкостной      смеси за моделью лопасти центробежного насоса

 

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

 

Основным способом добычи нефти в России является, как  известно, эксплуатация  скважин  установками  погружных  центробежных  насосов  (ЭЦН). Одним из факторов,  осложняющих их работу, является влияние свободного газа. Оно определяется  не только  величиной входного газосодержания β_BX , но и целым рядом других параметров.

Экспериментальные исследования показали   [1],  что  давление  у  входа  P сильно влияет на эффективность работы погружного центробежного  насоса на газожидкостной   смеси (ГЖС).  Для объяснения   причины   уменьшения   вредного влияния свободного газа на характеристику  с ростом P_ВХ была выдвинута гипотеза,  согласно  которой повышение  P_ВХ приводит к изменению структуры смеси в каналах рабочих органов насоса, и образование газовых  каверн  в ступенях  при неизменном β_ВХ затрудняется.   Поэтому при высоких  давлениях область существования  эмульсионной  структуры   газожидкостного   потока,   соответствующая бескавитационной работе насоса, расширяется.  Для проверки  предложенной  гипотезы был поставлен специальный эксперимент по визуальному исследованию образования  каверны  в потоке  ГЖС  за плохо  обтекаемым  твердым  телом  при различных давлениях.

При этом исходили, прежде  всего, из того, что явления кавитации в лопастном насосе, при обтекании решеток профилей и одиночных профилей, имеют принципиально единую природу. Общей причиной, снижающей  рабочие характеристики  насосов,  решеток  и  одиночных  профилей при  кавитации,   является  образование каверн.   Количественные   различия,  естественно,  наблюдаются  в  кавитационных характеристиках  профилей, решеток и насосов, что, однако, не меняет качественной стороны  явления.  Поскольку  задачей в данном случае являлось не детальное изучение гидродинамики обтекания лопастей в целях, например, последующей разработки улучшенных рабочих органов насоса, а исследование влияния внешнего давления на условия возникновения каверн  в потоке  ГЖС за обтекаемым  профилем,  то  оказалось  возможным существенно упростить эксперимент. Вместо исследования движения газожидкостного потока во вращающемся колесе центробежного   насоса  или  в  решетке профилей, для выявления качественной картины возникновения  каверн и факторов, влияющих на это, достаточно  было изучить обтекание потоком ГЖС одиночного неподвижного  профиля. Исследования  кавитационных  течений  в  газожидкостном  потоке  за  плохо  обтекаемыми телами при атмосферном давлении показали  [2],  что  при  определенном  газосодержании в застойной зоне за одиночным профилем  образуется  газовая  каверна, подобная  кавернам  в  каналах  центробежного  насоса, исследованным в [3, 4]. Следовательно, каверны образуются как при работе насоса на жидкости  с газом, так  и  при  обтекании  профиля  потоком ГЖС. Поэтому определяющим фактором в возникновении  каверн в ступенях ЭЦН при откачке ГЖС является не совместное действие центробежных и кориолисовых сил, как  утверждается  в [5], а отрыв потока  от поверхности лопастей и образование при этом застойных зон, в которых впоследствии при увеличении газосодержания и формируются газовые каверны [3]. А так  как  поле центробежных  и кориолисовых сил в насосе приводит  лишь к количественным изменениям в образовании каверн, то использование одиночного  профиля, в исследовании качественных закономерностей, происходящих при этом процессов является вполне обоснованным.

 

Рис. 1. Стадии   образование каверны

 

Исследование условий возникновения  каверн  проводили в специальной камере с длинным каналом прямоугольного сечения размерами 40 × 8 мм, в котором находился одиночный профиль – модель лопасти рабочего колеса центробежного  насоса. Верхняя часть камеры над лопастью  была прозрачной,  что  позволяло вести  визуальные наблюдения  и фотосъемку  потока. Различные режимы обтекания лопасти потоком создавали  подпорным  насосом  ЭЦН,  расход  жидкости   и давление в камере регулировали вентилями. В качестве жидкости  использовали техническую  воду, а также воду  с добавкой  0,05 % по объему пенообразующего ПАВ – дисолвана 4411. Газ (воздух или азот) под давлением подавали от системы баллонов. Расход газа измеряли реометром, расход жидкости  – мерным баком  и  диафрагмой,  значения  давлений  в различных местах камеры – образцовыми манометрами. Перепад давления на лопасти ΔР,  необходимый для расчета числа кавитации σ_K, определяли по дифманометру.

Под σ_K  понимали

где ΔР – разность между давлениями P₁ перед лопастью и Р2 за ней, ρ_{CM и} W_СМ – плотность и скорость  ГЖС  в  сечении  перед  лопастью, соответственно.

Эксперименты, проведенные на однородной жидкости – воде, показали, что при P ≈ 0,1 МПа, подаче жидкости  Q> 2 л/с и угле атаки α = 40° за лопастью образуется вакуум и появляется характерная  кавитационная каверна, заполненная паром. Во время работы на ГЖС были выявлены несколько  стадий явлений, сопутствующих образованию газовой каверны при искусственной  кавитации,  подобно  паровой  или естественной кавитации.   Вначале,  при  малых  газосодержаниях,   пузырьки газа концентрировались, в основном, в свободных вихревых слоях потока и застойной зоне, образуя за лопастью пузырьковый  след (рис. 1а). При увеличении подачи газа в центрах перемещающихся вихрей на границе активного потока и застойной зоны периодически возни- кают  небольшие полости, целиком  заполненные газом (рис. 1б). При достижении определенного газосодержания они образуют за лопастью устойчивую  каверну небольших размеров  (рис. 1в),  мгновенно  разрастающуюся  в развитую каверну (рис. 1г) при дальнейшем незначительном увеличении газосодержания.  Последующий рост газосодержания  заметно не менял картину  потока.  Аналогичные стадии явлений наблюдали и в [2]. Момент образования  устойчивой  каверны   соответствует   началу развитой искусственной кавитации. То минимальное значение газосодержания  (выраженного  в процентах отношения расхода газа к расходу смеси) β_min в сечении перед лопастью, при котором возникает каверна, фиксировали во всех экспериментах  как  границу начала кавитационных режимов обтекания  лопасти. При снижении газосодержания, так же как и в [2], наблюдалось явление гистерезиса, когда развитая каверна за лопастью сохранялась и при тех газосодержаниях,  при которых  она ранее не могла возникнуть.

На смеси «вода – газ» без избыточного давления в камере было исследовано влияние угла атаки лопасти на величину β_min. При углах атаки α, равных 30 и 40°, β_min примерно одинаковое и увеличивается от 28 до 47% с уменьшением Q_ж от  1,5 до 0,3 л/с (рис. 2). На углах атаки 10 и 20° при тех же Q_ж и скоростях жидкости W_ж (под W_ж понимали отношение Q_ж к площади сечения камеры перед лопастью) каверна образовывалась при значительно меньших газосодержаниях  (рис. 2). Число кавитации  σ_К во время возникновения  каверны также снижалось от значений 3,4 – 4.1 при α = 30° до 1,03 – 1,2 при α = 10°.

В дальнейшем эксперименты проводили при α = 10°, что примерно соответствует  среднему углу атаки  лопастей колес  погружных  центробежных  насосов в рабочей  области. Числа кавитации  при  α =  10°  также близки к значениям σ, по данным [6], для центробежных насосов, работающих на воде и нефти в оптимальном режиме.

 

 

Рис. 2. Зависимости β_minот Q_Ж  и W_Ж на смеси вода – газ

при P₁  ≈ 0,1 МПа и α = 40° (1), 30° (2) и 20° (3)

 

 

Рис. 3. Зависимости β_min от Q_ж и W_ж на смеси вода – газ при α = 10°

и P₁  ≈ 0,1 МПа (1), P₁  = 0,6 (2), 1,1 (3), 2,1 (4), 3,1 (5) и 3,5 (6) МПа

 

 

Рис. 4. Зависимости β_min от Q_Ж  и W_Ж на смеси вода – ПАВ – газ при  α = 10° и P₁ ≈ 0,1 МПа (1), P₁ = 0,6 (2), 1,1 (3) и 2,1 (4) МПа

 

При P₁ ≈ 0,1 МПа и Q_ж > 0,6 л/с на смеси «вода – газ» каверна образуется при β_min = 7 – 8% (рис. 3). В области меньших расходов наблюдается резкое увеличение β_min, что вызвано, по-видимому, снижением скорости потока, которое  уменьшает интенсивность  вихрей в следе за каверной,  и поэтому газовые полости в центрах вихрей образуются при большем газосодержании. Отсюда можно заключить, что для сопоставления результатов, полученных при обтекании  одиночного профиля, с работой насоса следует использовать данные исследований потока в камере при Q_ж > 0,6 л/с. При малых расходах в насосе в значительной степени сказывается  эффект  сепарации пузырьков  газа к оси рабочих колес, ускоряющий  образование  каверн,  особенно на смеси «вода  – газ».  В камере  же,  наоборот,  при небольших расходах возникновение каверн затрудняется.

Повышение давления в камере на смеси «вода – газ» приводит  к возрастанию  β_min   при тех  же  Q_Ж (рис. 3). Наибольшее влияние давления  на значение  β_min, при котором  появляется  кавитационная  каверна  за  профилем,  наблюдается  в  диапазоне  0,1  – 0,6  МПа.  В дальнейшем степень влияния  давления  снижается  и при Р_{1 =} 2,1 – 3,5 МПа величины β_min  примерно одинаковы. Так, для Q_ж = 1 л/с β_min при Р₁ ≈ 0,1 МПа составляет 7%, при Р₁ = 0,6 МПа – 13%, при Р₁ = 1,1 МПа – 16% и при Р₁ = 2,1 – 3,5 МПа – примерно 17,5%. Визуальными наблюдениями было отмечено, что с ростом давления размеры развитой каверны уменьшаются.

На смеси «вода – ПАВ – газ» с пенистостью d_кр = 66 мм (под величиной пенистости понимали определенный по методике  [7]  критический   диаметр  d_кр  проволочного кольца,  на котором  пленка  жидкости  существует 1 с) каверны образуются при больших значениях β_min    ^{и  имеют}  меньшие размеры, чем  для смеси «вода – газ» с d_кр = 16 мм для одинаковых Р₁ (рис. 3 и 4). С увеличением давления β_min повышается, качественный характер этого возрастания такой же, как  и на смеси «вода – газ», размеры каверн при этом так-же уменьшаются. При Р₁ = 2,1 МПа каверна не полностью освобождается  от жидкости, имеет ячеистую структуру и по форме является как  бы плавным продолжением профиля лопасти.

Таким  образом, наблюдается  явная аналогия в поведении характеристик  насоса на ГЖС  [1] и в закономерностях  образования каверн  в  газожидкостном   потоке  за  плохо обтекаемым твердым телом при повышении давления  в системе. Увеличение давления приводит  как  к улучшению характеристики насоса, так  и к возрастанию  β_min, образования каверн в потоке ГЖС, причем и в том и в другом  случае  влияние  давления  сильнее всего сказывается в интервале 0,1 – 0,6 МПа, и в дальнейшем степень его влияния уменьшается. Поскольку  явления кавитации в лопастном  насосе  и  при  обтекании  профиля принципиально одинаковы, то можно заключить,  что  выдвинутая  гипотеза  о  причине снижения  вредного влияния газа на работу насоса  с  ростом Р_ВХ при  неизменном β_ВХ полностью  подтверждена   специально  проведенными визуальными экспериментами. С ростом давления у входа в насос структура потока смеси в ступенях меняется: газовые каверны образуются при более высоких β_BX и имеют меньшие размеры. Совместное влияние высоких значений давления и пенистости приводит к значительному затруднению образования каверн, которые уже не полностью освобождаются  от жидкости  и по форме как  бы плавно  продолжают  профиль лопасти, что  приводит  к существенному уменьшению вредного влияния газа на рабочую характеристику  насоса. Затруднение  объединения  газовых  пузырьков  в каверны с ростом давления в потоке ГЖС может быть объяснено увеличивающейся при этом устойчивостью смеси.

Факты повышения стабильности газожидкостных  систем с ростом давления  ранее отмечались некоторыми исследователями. Так, с повышением давления расширяется область существования эмульсионных структур пароводяного [8] и нефтегазового [9] потоков в трубах, устойчивость  пен [10] и время коалесценции  газовых пузырьков в жидкости  [11].

Как  известно, основными факторами стабилизации газожидкостных  систем могут быть:

1. Эффект  Гиббса – Марангони («упругость» пленок жидкости,  т.е.  их способность  отвечать  на местные растяжения повышением, а на местные сжатия – падением поверхностного натяжения,  что приводит к перетоку  жидкости  и так  называемому  самозалечиванию пленок).

2. Термодинамический фактор, отмеченный впервые Б.В. Дерягиным, вызванный расклинивающим действием, возникающим  вследствие  отталкивания  двойных электрических слоев, образуемых ионами ПАВ у поверхностей пленки.

3. Структурно-механический   фактор,  впервые  выявленный П.А. Ребиндером, обусловленный механической прочностью адсорбированной пленки ПАВ, образованием в ней объемных тиксотропных  структур  типа студней и высокой поверхностной вязкостью.

Рост давления в системе приводит к усилению действия  какого-либо  одного  или нескольких  из  перечисленных выше факторов, в результате чего агрегативная устойчивость ГЖС повышается. В пользу этого говорит и экспериментально  зафиксированное  в [11] увеличение времени слияния  двух  пузырьков  в  системе  при прочих равных условиях. А если коалесценция пузырьков затрудняется, то расширяется область существования  эмульсионной  бескаверновой   структуры   потока ГЖС  в  каналах  ступеней  погружного  центробежного насоса, и вредное влияние газа на работу ЭЦН снижается. Из этого следует также,  что при увеличении давления на приеме будет наблюдаться снижение  эффективности центробежных газосепараторов к ЭЦН. Область рационального  применения  диспергаторов   при  росте давления у входа в насос будет существенно сокращаться. Таким образом, проведенные ранее различными авторами исследования ЭЦН, газосепараторов и диспергаторов на газожидкостных  смесях при низких давлениях на приеме, близких к атмосферному давлению [12, 13, 14, 15], нельзя использовать для построения характеристик и определения области рационального применения этих устройств в скважинах  при более высоких давлениях у входа. Для того чтобы получить адекватные скважинным условиям характеристики  ЭЦН, газосепараторов  и диспергаторов, требуется проведение новых экспериментов при повышенных давлениях на приеме.

 

Литература

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

2. Алексеев А.Н. Экспериментальное  исследование возникновения  кавитации в газожидкостном  потоке Тр. Калининградский  техн. ин-т рыбной пром-сти и хоз-ва, 1977, Вып. 73. С. 57 – 60.

3. Ляпков  П.Д. О формах течения  водовоздушных смесей в каналах рабочих органов центробежного  насоса // Химическое и нефтяное машиностроение, 1968. № 10. С. 5 – 8.

4. Бажайкин  С.Г., Володин В.Г. О причинах срыва подачи при работе центробежного насоса на газожидкостных смесях. // Машины и нефтяное оборудование, 1976. № 6. С. 21 – 22.

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

6.  Колпаков   Л.Г.,  Рахматуллин  Ш.И.  Кавитация  в центробежных  насосах  при  перекачке   нефтей  и  нефтепродуктов.  М.: Недра, 1980. 143 с.

7. Позднышев  Г.Н., Емков  А.А., Новикова  К.Г. и др. Метод определения склонности нефтей (нефтепродуктов) к пенообразованию // Нефтяное хозяйство,  1977. № 11. С. 39 – 40.

8. Кутателадзе  С.С., Стырикович  М.А. Гидравлика газожидкостных    систем.  М.:  Госэнергоиздат,   1958. 232 с.

9. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973. – 280 с.

10. Васильев В.К., Быкова Т.И., Маркин А.А. Устойчивость пены под давлением. – Нефтепромысловое дело, 1976. №5. С. 27–28.

11. Sagert N.H., Quinn M.J. The Coalescence of H2S and  CO2  Bubbles  in Water.  – The  Canadian  Journal  of Chemical Engineering, October 1976, v.54, p.392 – 398.

12. Деньгаев А.В. Повышение эффективности  эксплуатации скважин  погружными центробежными насосами  при  откачке   газожидкостных   смесей. / Дис.  … канд. техн. наук. М.: 2005. 212 с.

13. Ивановский  В.Н., Сазонов Ю.А., Сабиров А.А. и др. О некоторых  перспективных  путях развития УЭЦН // Территория НЕФТЕГАЗ, 2008. № 5, С. 24 – 32.

14. Мохов М.А., Цуневский А.Я. Исследования диспергатора  МНД01-250 в компоновке  с электроцентробежным насосом в осложненных условиях. // Нефтяное хозяйство, 2009. № 6. С. 82 – 84.

15.  Ивановский  В.Н. Анализ  перспектив  развития центробежных насосных установок для добычи нефти. // Нефтяное хозяйство, 2008. № 4. С. 64 – 67.