Разработка и исследование вихревых газосепараторов для высокодебитных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, кандидат наук Мусинский Артем Николаевич

• Мусинский Артем Николаевич
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Мусинский Артем Николаевич

Введение

Глава 1 Анализ конструкций и особенностей работы погружных газосепараторов

1.1 Конструктивные особенности и условия эксплуатации установки электроцентробежного насоса

1.2 Методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу УЭЦН23

1.3 Анализ конструкций центробежных и вихревых газосепараторов

1.3.1 Центробежный тип газосепараторов

1.3.2 Вихревой тип газосепараторов

1.4 Факторы, ограничивающие эффективность использования погружных газосепараторов

1.4.1 Снижение эффективности газосепаратора при перекачке высокоскоростного потока

1.4.2 Гидроабразивный износ погружных газосепараторов

1.5 Современное состояние исследований процесса сепарации в закрученном газожидкостном потоке

Выводы по главе

Глава 2 Теоретические исследования процессов сепарации газа и гидроабразивного износа в погружных вихревых газосепараторах

2.1 Аналитическое описание процесса создания напора в погружном газосепараторе

2.2 Анализ факторов, влияющих на сепарационные характеристики газосепараторов

2.3 Аналитическое описание процесса сепарации газа в погружном вихревом газосепараторе

2.3.1 Теоретическое описание рабочего процесса газосепаратора в скважине

2.3.2 Компьютерное моделирование процесса движения потока в вихревой

камере газосепаратора

2.3.2.1 Теоретическое обоснование параметров завихрителя в газосепараторе

2.3.2.2 Обоснование исходных данных для компьютерного моделирования67

2.3.2.3 Порядок построения компьютерной модели

2.3.2.4 Результаты компьютерного моделирования и их анализ

2.4 Анализ факторов, приводящих к гидроабразивному износу газосепараторов

2.4.1 Основные механизмы отказов

2.4.2 Условия, приводящие к ускоренному износу газосепараторов

2.5 Компьютерное моделирование процесса гидроабразивного износа газосепараторов

2.5.1 Обоснование исходных данных для компьютерного моделирования

2.5.2 Порядок построения компьютерной модели

2.5.3 Результаты компьютерного моделирования и их анализ

Выводы по главе

Глава 3 Экспериментальные исследования вихревых погружных

газосепараторов для высокодебитных скважин

3.1. Общие положения методики экспериментальных исследований

3.2 Стенд для исследования процесса сепарации газа в ГЖС в газосепараторах

3.3 Методика проведения исследований газосепараторов на ГЖС

3.3.1 Измеряемые величины

3.3.2 Последовательность проведения эксперимента

3.3.3 Обработка экспериментальных данных

3.4 Планирование экспериментальных исследований газосепаратора

3.5 Результаты экспериментальных исследований

3.5.1 Экспериментальное исследование рабочих характеристик известных

конструкций центробежных газосепараторов

3.5.2 Экспериментальные исследования влияния длины вихревой камеры на коэффициент сепарации

3.5.3 Безразмерный критерий эффективности вихревых газосепараторов

Выводы по главе

Глава 4 Исследование процесса гидроабразивного износа погружных

вихревых газосепараторов

4.1 Общие положения методики исследования гидроабразивного износа

4.2 Стенд для исследования процесса гидроабразивного износа погружных газосепараторов

4.2.1 Последовательность испытаний газосепараторов на гидроабразивную стойкость

4.3 Исследование процесса гидроабразивного износа центробежного газосепаратора

4.4 Исследование процесса гидроабразивного износа вихревого газосепаратора

4.5 Разработка рекомендаций по повышению гидроабразивной стойкости вихревых газосепараторов

Выводы по главе

Глава 5 Разработка модельного ряда вихревых газосепараторов

5.1 Технические требования к рабочим характеристикам погружных газосепараторов

5.2. Конструкция разработанных большедебитных вихревых газосепараторов

5.3 Рабочие характеристики разработанных большедебитных газосепараторов

5.3.1 Рабочие характеристики разработанного большедебитного вихревого газосепаратора 5 габарита

5.3.2 Результаты ресурсных испытаний газосепаратора 5 габарита

5.3.3 Результаты испытаний газосепаратора 5А габарита

5.3.4 Результаты ресурсных испытаний газосепаратора 5А габарита

5.3.5 Результаты испытаний газосепаратора 6 габарита

5.3.6 Результаты ресурсных испытаний газосепаратора 6 габарита

5.3.7 Результаты испытаний газосепаратора 3 габарита

5.3.8 Результаты ресурсных испытаний газосепаратора 3 габарита

5.4 Практическое применение результатов исследования

Выводы по главе

Основные результаты и выводы

Список литературы

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Введение

Актуальность темы исследования

В настоящее время более 80% нефти в Российской Федерации (РФ) добывается установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). А согласно аналитическому центру при Правительстве Российской Федерации объёмы добычи флюида из высокодебитных скважин в России вырастут на 29% в течение ближайших 5 лет.

Нефть из скважин с дебитом более 100 м3/сут добывается преимущественно с использованием УЭЦН. При этом высокодебитные скважины зачастую осложнены высоким газосодержанием в добываемом флюиде.

Наличие нерастворенного газа в нефти приводит к уменьшению напора насоса, к срыву подачи и простою оборудования, что ведет к потере объемов добычи. Известно, что эффективным способом удаления газа из добываемой жидкости является применение погружных газосепараторов. При добыче флюида из высокодебитных скважин эффективно отделить жидкость от газа существующими устройствами затруднительно, вследствие малого времени воздействия лопастей газосепаратора на объем скважинной жидкости, что приводит к снижению коэффициента сепарации. Дополнительное осложнение создают механические примеси, которые, концентрируются на периферии проточной области газосепаратора и приводят к гидроабразивному разрушению устройства, что обусловливает разделение УЭЦН на две части, падение нижней части (электродвигателя, гидрозащиты и части газосепаратора) на забой скважины. Для ликвидации последствий таких аварий требуется длительный ремонт скважин.

В связи с вышеуказанным актуальной является задача разработки погружных газосепараторов высокой эффективности и износостойкости при эксплуатации в высокодебитных скважинах.

Степень разработанности темы исследования

Разработкой и исследованием газосепараторов центробежного и вихревого типа занимались: Ш.Р. Агеев, Ф.С. Алханати, Д.В. Вербицкий, Б.Л. Вилсон, М.Г.

Волков, А.В. Деньгаев, А.Н. Дроздов, В.Н. Ивановский, Дж.Ф. Ли, П.Д. Ляпков, Д. Лакнер, Р. Маркез, С.Н. Пещеренко, А.В. Трулев. В частности, первый погружной газосепаратор был разработан П. Д. Ляпковым в 1958 году. Исследования П. Д. Ляпкова выявили, что коэффициент сепарации устройства снижается с увеличением подачи и газосодержания в перекачиваемой жидкости. Б.Л. Вилсон и Дж.Ф. Ли разработали первый вихревой газосепаратор в 1998 году для увеличения наработки устройства. А.В. Деньгаев в 2004 году разработал и исследовал газосепаратор 8 габарита на большие подачи, но получить характеристики во всем рабочем диапазоне устройства не удалось.

На данный момент выполнен недостаточный объем исследований влияния геометрии проточных полостей вихревых газосепараторов на износостойкость и сепарационную эффективность устройства.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Тема и содержание диссертационной работы соответствует паспорту специальности 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы (нефтегазовая отрасль): п.1 в части «Разработка научных и методологических основ проектирования и создания новых машин, агрегатов и процессов», и п.3 «Теоретические и экспериментальные исследования параметров машин и агрегатов и их взаимосвязей при комплексной механизации основных и вспомогательных процессов и операций».

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование вихревых газосепараторов для высокодебитных скважин»

Цель работы

Повышение эксплуатационной эффективности и износостойкости погружных газосепараторов для высокодебитных скважин на основе совершенствования проточных полостей устройства.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1 Анализ и обобщение теоретических и экспериментальных исследований эксплуатационной эффективности существующих погружных газосепараторов.

2 Разработка и исследование аналитических моделей сепарации газа в вихревой камере, направленных на определение числа оборотов пузырька газа вокруг оси приводного вала, и гидроабразивного износа деталей газосепараторов.

3 Экспериментальные исследования по определению сепарационных характеристик газосепаратора в зависимости от длины вихревой камеры и от предложенного безразмерного критерия, характеризующего число оборотов пузырька газа вокруг оси приводного вала, а также по определению максимальной величины гидроабразивного износа.

4 Анализ полученных закономерностей изменения эксплуатационных характеристик на основе аналитических и экспериментальных исследований газосепараторов на большие подачи с предложением научно обоснованных технических решений, направленных на повышение эффективности сепарации и гидроабразивной стойкости.

Научная новизна

1 Экспериментально установлен характер изменения зависимости коэффициента сепарации от отношения длины к диаметру вихревой камеры, указывающий на то, что максимум немонотонно изменяющегося графика соответствует отношению длины к диаметру (Ь/$) в диапазоне 2... 2,5; а минимум в диапазоне 0,5.0,8, что решает задачу выбора длины вихревой камеры в зависимости от габарита устройства.

2 Аналитически установлено и экспериментально подтверждено, что

предложенный критерий X = 1Бп—, имеет параболическую функцию, которая

РвхЯтах

достигает максимума коэффициента сепарации при значениях Х = 2,3.3,0 для высокодебитных вихревых газосепараторов, что позволяет решить задачу подбора газосепаратора под известные скважинные условия.

Теоретическая значимость

Теоретическая значимость работы заключается в научном обосновании методологических основ совершенствования конструкций вихревых газосепараторов в 3, 5, 5А, 6 габаритах при максимальной подаче устройства.

Установлена немонотонная зависимость кривой коэффициента сепарации от

длины вихревой камеры, связанная с затуханием спирального движения потока.

Практическая значимость

Практическая значимость заключается в разработке и внедрении в серийное производство в АО «Новомет-Пермь» конструкции вихревых газосепараторов, которые имеют коэффициент сепарации более 0,7 в высокодебитных скважинах и характеризуются снижением интенсивности износа защитной гильзы и корпуса устройства за счет применения новой конструкции входной решетки и оптимальной длины вихревой камеры. Проведены приемочные и опытно-промысловые испытания разработанных газосепараторов. На данный момент в эксплуатации находятся 35 установок, оборудованных разработанными автором устройствами, с текущей средней наработкой более 276 суток.

Методология и методы исследования

При выполнении диссертационного исследования применялся комплексный подход, включающий научный анализ, планирование и проведение экспериментальных исследований, обработку экспериментальных данных, измерение, сравнение.

Положения, выносимые на защиту:

1 Экспериментальное подтверждение влияния длины вихревой камеры на немонотонный характер зависимости изменения коэффициента сепарации, при этом максимальное значение коэффициента сепарации обеспечивается при отношении длины вихревой камеры к её диаметру равное L/d = 2...2,5 при 2910 об/мин.

2 Результаты аналитических и экспериментальных исследований вихревого газосепаратора для высокодебитных скважин, при которых получены

т, ЬБп

значения предложенного безразмерного критерия л =--, указывающие на

РвхЯтах

максимум коэффициента сепарации из диапазона значений от 2,3 до 3,0.

3 Научно обоснованные технические решения по определению длины вихревой камеры и применения новой конструкции входной решетки вихревого газосепаратора, позволяющие повысить максимальную подачу газосепаратора в 2 раза с сохранением эффективности сепарации и гидроабразивной стойкости.

Степень достоверности и апробация результатов

Результаты и основные положения диссертационной работы доложены и обсуждены на следующих конференциях: Всероссийская производственно-техническая конференция: «Эксплуатация осложненного фонда скважин» (Москва, 2019; Сургут, 2018); Международная научно-практическая конференция: «Интегрированное научное сопровождение нефтегазовых активов: опыт, инновации, перспективы» (Пермь, 2019); Всероссийская научно-практическая конференция: «Проблемы геологии, разработки и эксплуатации месторождений и транспорта трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (Ухта, 2018); Всероссийская конференция: «Математика и междисциплинарные исследования» (Пермь, 2016, 2017); Международная научно-практическая конференция: «Горная и нефтяная электромеханика: проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуатации горно-шахтного и нефтепромыслового оборудования» (Пермь, 2014, 2015, 2017, 2018, 2019).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 22 работы, в том числе 6 из них в журналах, входящих в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Министерства образования и науки РФ, 6 патентов РФ, 1 статья в рецензируемом журнале из базы данных Scopus.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертация состоит из введения, 5 глав, выводов и списка использованной литературы из 127 наименований. Работа содержит 172 страницы машинописного текста, 97 рисунков, 7 таблиц и 3 приложения.

Автор искренне благодарит коллектив инженерно-технического центра АО Новомет-Пермъ и к.т.н. Шишлянникова Д. И. за консультации при подготовке диссертационной работы.

Глава 1 Анализ конструкций и особенностей работы погружных

газосепараторов

1.1 Конструктивные особенности и условия эксплуатации установки электроцентробежного насоса

Область применения и основное оборудование установки электроцентробежного насоса

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН) представляет собой бесштанговый скважинный насос с погружным электроприводом. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России [85]. Особенно активно УЭЦН применяются при эксплуатации высокодебитных, обводнённых, глубоких и наклонных скважинах.

Принципиальная компоновка схемы УЭЦН приведена на Рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема УЭЦН

При работе УЭЦН подъём жидкости с забоя скважины на поверхность осуществляется погружным многоступенчатым электроцентробежным насосом (ЭЦН), ступени которого состоят из рабочего колеса и направляющего аппарата.

Электроцентробежный насос преобразует кинетическую энергию потока жидкости в потенциальную энергию напора. Жидкость поступает в насос через решетку входного модуля или предвключенное устройство, обеспечивающее надежную работу установки в осложненных скважинах (газосепаратор, мультифазный насос, входной фильтр и т. п.) [85].

Погружной электродвигатель (ПЭД) преобразует электрическую энергию, поступающую с поверхности через трехжильный кабель, в механическую энергию вращения вала. В настоящее время применяется два основных типа погружных электродвигателей: трехфазный асинхронный с короткозамкнутым ротором и вентильный.

Гидрозащита (протектор), устанавливаемая между электродвигателем и приёмным устройством, выполняет ряд основных функций, таких как предотвращение попадания пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсация температурного расширения масла электродвигателя во время работы установки, восприятие осевой нагрузки вала насоса компрессионного и пакетного типов сборки.

Предвключенное устройство (газосепаратор, диспергатор, входной фильтр) используется для снижения влияния газа или механических примесей на работу УЭЦН. Если указанные осложняющие факторы отсутствуют, то используется входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость.

Обратный клапан исключает возможность обратного вращения (турбинный режим) ротора ЭЦН под воздействием столба жидкости, остающейся в насосно-компрессорном трубопроводе (НКТ) при остановках УЭЦН, и облегчает повторный запуск насосного агрегата.

Над обратным клапаном монтируется сливной клапан, который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины.

Станция управления осуществляет ручной или автоматический запуск ПЭД,

а также производит его отключение в случае возникновения аварийных режимов работы.

УЭЦН работают в широком диапазоне подач: от 20 м3/сут до 15 тыс. м3/сут в зависимости от габарита насоса. Установка может спускаться в скважины глубиной свыше 3 тыс. м, с минимальным внутренним диаметром обсадной колонны 87 мм [25].

Из вышеизложенного следует, что УЭЦН - это оборудование, характеризующееся высоким КПД при работе в высокодебитных скважинах. Современные тенденции разработки углеводородных месторождений заключаются в увеличении количества скважин, относящихся к осложненному фонду, а наличие осложняющих факторов снижает эффективность использования УЭЦН и приводит к преждевременным отказам оборудования. Актуальной остаётся задача разработки способов и устройств, позволяющих повысить наработку УЭЦН в осложненных условиях.

Факторы, осложняющие работу установки электроцентробежного насоса

В настоящее время в России свыше 60% скважин, оборудованных УЭЦН, относятся к осложненному фонду. Наличие осложняющих факторов обусловливает увеличение номенклатуры применяемого оборудования и выполняемых технологических операций, что неизбежно сказывается на себестоимости добычи нефти. На Рисунке 1.2 приведены основные факторы, осложняющие эксплуатацию нефтяных скважин с использованием УЭЦН.

Солеотложения ш АСПО

■ Газ БВЗ Ш Коррозия

■ 1илратообразоааиия

■ Механические примеси

Рисунок 1.2 - Структура осложняющих факторов на одном из месторождений России

Наличие асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках насоса и НКТ приводит к снижению либо прекращению подачи насоса, ввиду частичного или полного перекрытия проточных каналов. Выпадение АСПО происходит в связи с изменением термобарических условий при протекании нефти по стволу скважины (за счет падения температуры и давления флюида) [16].

Высокая вязкость флюида приводит к деградации напорно-расходных характеристик ЭЦН, а также к снижению подачи или к ее отсутствию (срыву подачи). Вязкость флюида зависит от обводнённости и при значении 40...75 % может повыситься в 100 раз [14]. Кроме снижения напора и подачи при добыче высоковязкой нефти увеличивается потребляемая мощность насоса, это, в свою очередь, приводит к перегрузу ПЭД.

Солеотложения на ступенях электроцентробежного насоса и НКТ являются следствием изменения термобарических условий. Чаще всего на ступенях электроцентробежного насоса выпадают следующие соли: гипс, кальцит, барит, галит. Отложение солей приводит к падению дебита скважины и может привести к клину или слому вала УЭЦН [59].

Коррозия оборудования УЭЦН происходит вследствие высокой

обводнённости продукции скважины. Так как область применения установок электроцентробежного насоса позволяет эксплуатировать их до обводнённости 99%, коррозия является одним из основных факторов, осложняющих добычу нефти при помощи УЭЦН. При добыче нефти присутствуют следующие основные виды коррозии оборудования: химическая, электрохимическая, микробиологическая и комплексная [24].

Частой причиной отказа УЭЦН является засорение песком проточных каналов насоса. Обычно засорение происходит в рабочих колесах и в направляющих аппаратах. Это приводит к снижению подачи насоса, повышению вибрации [52]. Содержание механических примесей во флюиде снижает межремонтный период установки, а также снижает КПД системы. [51, 52]

Применение в составе УЭЦН погружных газосепараторов зачастую приводит к разрушению корпуса газосепаратора из-за воздействия абразива, и как следствие, к падению нижней части УЭЦН на забой скважины (Рисунок 1.3) [51].

Рисунок 1.3 - Разрушение корпуса УЭЦН в месте установки газосепаратора

Наличие газа в нефти изменяет ее свойства и влияет на рабочие характеристики центробежного насоса, а при определенном газосодержании происходит срыв подачи [23].

Допустимое значение газосодержания на входе ЭЦН по техническим

условиям эксплуатации составляет 25 %, но на практике, в зависимости от типоразмера применяемого оборудования и условий работы, изменяется от 5 до 50 % от объема перекачиваемой газожидкостной смеси.

Таким образом, наличие газа в нефти оказывает сильное влияние на характеристики центробежного насоса. Это влияние мгновенно, в отличие от других осложняющих факторов, эффект от которых проявляется через значительный промежуток времени. Защита УЭЦН от вредного влияния газа без аварийных отказов глубинно-насосного оборудования является актуальной проблемой при добыче нефти.

Особенности работы ЭЦН при перекачке газожидкостной смеси

Типичная напорно-расходная характеристика электроцентробежного насоса на газожидкостной смеси приведена на Рисунке 1.4, где показаны иллюстрируются кривые, полученные на насосной секции ЭЦН5-200, состоящей из 118 ступеней при входном давлении 0,3 МПа. и частоте вращения приводного вала 2910 об/мин.

Рисунок 1.4 - Напорно-расходная характеристика рабочей ступени ЭЦН5-200 на газожидкостной смеси «вода - воздух - ПАВ»

Основные особенности напорной характеристики нефтяных ступеней при наличии газа в перекачиваемой жидкости состоят в следующем. На малых подачах формируется левая зона неустойчивости исходного течения (Рисунок 1.4, при концентрации газа на входе (Р1) 55% интервал подач 0.50 м3/сут). Указанное явление обусловлено тем, что при малой скорости движения газожидкостной смеси (ГЖС) в проточных каналах рабочих колес происходит процесс сепарации газа под действием центростремительной силы, при этом газ скапливается в центре у вала насоса и блокирует истечение жидкости (наступает срыв подачи) [94].

На больших подачах и р1 > 0 напорная кривая снижается круче, что приводит к снижению максимальной подачи насоса, формируется правая зона неустойчивой работы, где насос в отсутствии газа создает давление, а при наличии газа - нет. Так при концентрации газа 55% это интервал подач от ~ 80 до ~ 280 м3/сут (Рисунок 1.4). Указанное явление обусловлено тем, что при больших скоростях потока ГЖС колесами затрачивается больше энергии на диспергацию (измельчение) пузырьков газа, сильнее уменьшается напор.

Ступени насосов, перекачивающих ГЖС принципиально можно разделить на две группы. Первая - ступени со стороны входа, работающие на крупнодисперсной смеси, практически не развивают давление, но диспергируют смесь («диспергирующие ступени»). Ступени второй группы работают на жидкости квазигомогенной структуры и развивают такой же напор, как при работе на однородной жидкости (Рисунок 1.5) [26].

На Рисунке 1.5 представлены результаты замеров давления в секции насоса, состоящей из 148 ступеней. Замеры производились через каждые 7 ступеней. Видно, что при концентрации газа равной 35% давление не создают первые 14 ступеней. При р1 = 40% давление не создают уже 45 первых ступеней. Увеличение р1 до 50 % приводит к тому, что ни одна ступень не может создать давление.

Установлено, что наличие газа в смеси характеризуется следующими негативным явлениями [37].

Номер ступенп

Рисунок 1.5 - Распределение давления по длине насосной секции при разной

концентрации газа

Колебания давления на выходе насоса. При попадании газа в добываемую жидкость изменяется средняя плотность перекачиваемой среды, что приводит к скачкам давления, создаваемого насосом. Исследования, проведенные с помощью стробоскопа, показали, что колебания снижение давления, создаваемого насосом, происходит вследствие появления газовых каверн (скоплений) в каналах рабочих колес и направляющих аппаратов, то есть при разрыве сплошности потока [12]. При этом наблюдаются также колебания потребляемой мощности ЭЦН и ПЭД, а это приводит к повышению уровня вибрации и, как следствие, к снижению наработки УЭЦН целиком.

Увеличение скорости выпадения солей и АСПО. Известно [75], что наличие газа в насосе и насосно-компрессорных трубах увеличивает интенсивность выпадения солей на стенки скважинного оборудования. Также в работе [16] предложена зависимость интенсивности выпадения АСПО от различных факторов, в том числе и от газа. Показано, что ведущую роль в формировании АСПО в насосном оборудовании играют процессы, связанные с выделением газа, как компонента растворителя. Выпадение солей и АСПО внутри электроцентробежного насоса приводит к перегрузу двигателя, уменьшению межремонтного периода, и как следствие раннему выходу из строя ЭЦН.

Кавитационный режим работы электроцентробежного насоса. Согласно

[23] при работе насоса на ГЖС возникает кавитационный режим работы, при котором происходит снижение давления в зоне рабочего колеса насоса и образуется вакуум. Режим кавитации приводит к эрозии первых рабочих колес насоса, в дальнейшем насос выходит из строя.

Факторы, влияющие на работу насосов при откачке ГЖС

При перекачке ГЖС внешний вид рабочих характеристик погружных насосов зависит от многих факторов, таких как давление на входе в насос; обводненность флюида; концентрация газа на входе; дисперсность газожидкостной смеси; частота вращения вала насоса, количество ступеней, тип и конструкция ступени.

Давление на входе в насос

Известно [121, 96, 91, 97], что давление на входе в насос Рт оказывает сильное влияние на рабочие характеристики насоса при перекачивании ГЖС.

На Рисунке 1.6 приведены графики 1 и 2, выше которых располагается область устойчивой работы насоса, ниже — неустойчивой. При понижении давления на входе в ЭЦН работа насоса становится неустойчивой, и допустимая концентрация газа на входе снижается [91, 97].

Зависимости, приведенные на Рисунке 1.6, позволяют оценить степень влияния давления на работу ЭЦН, но не являются строгими. Во-первых, в работах были использованы конкретные конструкции ЭЦН, которые сейчас уже и не применяются, во-вторых — не было изучено влияние свойств скважинной жидкости на напорно-расходную характеристику ЭЦН.

Рисунок 1.6 - Влияние давления на допустимую входную концентрацию газа в ЭЦН: 1 - согласно Турпину [121], 2 - согласно Дунбару [96]

Влияние поверхностного натяжения на границе жидкость - газ (обводненности)

Исследования [11, 43] показали, что при скважинной добыче нефтегазовых смесей имеющих эмульсионную мелкодисперсную структуру до газосодержания 60% использование ЭЦН существенно эффективнее, чем при подъеме смеси «вода+газ» при постоянном газосодержании [26, 39, 22, 101, 110]. Это объясняется тем, что наличие ПАВ в составе смеси затрудняет слияние пузырьков в большие газовые каверны. Склонность жидкости к пенообразованию определяется критическим диаметром кольца из проволоки ^кр, которое вынимается из исследуемой жидкости, и пленка может существовать более одной секунды. Чем выше критический диаметр, тем выше пенообразующие свойства жидкости. Для большинства нефти России значение находится в пределах от 30 до 70 мм. Соответственно с ростом уменьшается вредное влияние свободного газа.

Известно, что с повышением обводненности во флюиде негативное влияние свободного газа увеличивается, кроме того, допустимое входное газосодержание

в насос определяется как:

рд;п~0,35ТТ—Ь, (1.1)

где рдх - допустимое газосодержание на входе, д.е.; Ь - обводненность, д.е.

Концентрация газа на входе

Концентрация газа на входе (газосодержание на входе), это отношение расхода газа (<г) к расходу ГЖС (<г+<ж) на входе в насос.

о = Сг (1.2)

где Qж - расход жидкости, м3/сут;

<г - расход газа, м3/сут.

С ростом концентрации газа увеличивается частота столкновений газовых пузырьков, при столкновении пузырьки объединяются, их средний размер растет [11, 90, 98, 120]. Частота столкновений пузырьков возрастает в области вихревого течения жидкости в проточных каналах ступеней - в местах отрыва потока. Здесь пузырьки сталкиваются и сливаются [125]. С ростом размера пузырьков нарушается их совместное с жидкостью движение. Напор и подача насоса снижаются.

Дисперсность газовой фазы

Известно, что чем меньше диаметр газовых пузырьков в ГЖС, тем лучше работает ЭЦН [127, 122]. Также известно [21], что первые ступени насоса уменьшают диаметр газовых пузырьков (путем дробления о стенки рабочих

органов). Слияние газовых пузырьков в каверну приводит к перекрытию проточного канала и как следствие к срыву подачи. В скважинных условиях размеры газовых пузырьков в нефти могут изменяться от 1 до 10 мкм.

Частота вращения приводного вала насоса

При изменении частоты вращения вала возрастает давление, создаваемое насосом [126, 89, 108]. Типичный пример влияния частоты вращения вала на напор, создаваемый насосом ЭЦН5-125 при перекачке ГЖС, приведен на Рисунке 17.

ю

9 8

« 7 I 6

о

S 5

2 1 0

0

Рисунок 1.7 - Распределение давления в насосной секции ЭЦН5-125 при перекачке ГЖС на разной частоте вращения вала и постоянной концентрации газа 40%

Из Рисунка 1.7 видно, что при частоте вращения вала 2320 об/мин первые 110 ступеней от входа являются диспергирующими (не создают давление) и только начиная примерно со 110 ступени каждая последующая создает давление. При частоте вращения вала 2910 об/мин диспергирующими ступенями являются первые 90, а при частоте вращения вала 3500 об/мин уже первые 70. То есть стабилизация работы установки с увеличением частоты вращения привоного вала происходит из-за повышения диспергации и измельчения газовых пузырьков.

Количество ступеней

Исследования [19] показали, что с увеличением числа ступеней в насосе деградация характеристики из-за негативного воздействия газа не такая существенная в отличие от насоса с меньшим числом ступеней. Причина этого заключается в том, что первые ступени дробят газовые пузырьки а, последующие начинают создавать давление, как на квазигомогенной жидкости.

Тип и конструкция ступеней

Известно, что радиальный тип ступеней может стабильно работать с концентрацией газа не более 25%. Максимальное газосодержание для диагонального типа ступеней составляет 35%, а для осевых ступеней 45-50%. Это объясняется тем, что ширина проточного канала у осевых ступеней больше, чем у диагональных и радиальных ступеней, соответственно, в проточном канале осевого насоса для срыва подачи необходимо объединиться большему числу пузырьков. У диагональных ступеней проточный канал шире, чем у радиальных, и, соответственно, максимальное газосодержание, которое могут прокачать эти насосы выше.

Кроме того, в некоторых конструкциях рабочих колес имеются специальные отверстия на лопастях, или вихревой венец и это позволяет дополнительно дробить газовые пузырьки, препятствуя их объединению в большие, и, соответственно, повышать тем самым максимальное газосодержание перекачиваемой смеси.

1.2 Методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу УЭЦН

Классификация методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу УЭЦН

Известны три группы методов борьбы с вредным влиянием свободного газа при добыче нефти с использованием УЭЦН:

1 Технологические методы

2 Сепарация и сброс газа в затрубное пространство

3 Диспергация газа и добыча его вместе с жидкостью

К технологическим методам относятся:

Заглубление насоса под динамический уровень жидкости в скважине. Указанное приводит к снижению концентрации газа в ГЖС у входного модуля установки вследствие увеличения статического давления. Данный метод эффективен при малых концентрациях газа.

Варьирование частоты вращения вала установки. На практике широко используется метод ухода от срыва подачи жидкости из-за негативного влияния газа, при котором с помощью частотного регулирования меняется скорость вращения вала установки и, соответственно, увеличивается / либо уменьшается диспергация пузырьков газа в насосе. Этот метод позволяет эффективно работать при изменяющихся пластовых условиях, но в узком диапазоне изменения газосодержания.

Применение насосов большей производительности. Известно, что насосы большей производительности работают с большей концентрацией газа, чем насосы малой производительности. Это связано с тем, что ширина проточного канала насосов на большие подачи больше, чем у насосов на малые подачи, это позволяет прокачивать смесь с большим газосодержаннием без полного перекрытия канала газом.

Технологические методы имеют один общий недостаток - все они эффективны при малых концентрациях газа в смеси (не более 35.40%). При газосодержании более 40% используют либо диспергацию пузырьков газа, либо сепарацию газа в затрубное пространство.

Применение диспергирующих ступеней для стабилизации работы УЭЦН

Данный метод может быть реализован несколькими способами:

Применение в составе УЭЦН диспергатора. Использованию гомогенизирующего эффекта для защиты насоса от газа посвящены работы

[2, 6, 25] Суть способа сводится в подготовке гомогенизирующим устройством квазигомогенной смеси путем перемешивания ГЖС. Диспергаторы эффективны если концентрация газа на входе не более 45. 50%.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мусинский Артем Николаевич, 2022 год

- СГ

50 100 150 200 250 300 350

Подача по смеси, м3/сут

Рисунок 3.8 - Напорно-расходная характеристика ГН5-200

Проведенные сравнительные испытания на двух стендах газосепаратора ГН5-200 показали, что результаты, полученные на стендовой установке, описанной в пункте 3.2 совпадают с результатами, полученными на экспериментальных установках исследований газосепараторов представленных в научной литературе.

3.5.2 Экспериментальные исследования влияния длины вихревой камеры на коэффициент сепарации

Исходные данные

С целью проверки гипотезы о затухании вихревого движения потока в камере газосепаратора, высказанного в пункте 2.3 была выполнена серия экспериментов, в которых испытывались газосепараторы 5А габарита с длинами вихревой камеры 0, 50, 95, 120 и 150 мм, 6 габарита с длинами вихревой камеры 0, 70, 100, 145, 190 мм, 5 габарита с длинами вихревой камеры 0, 30, 70, 100, 130 мм. Конструкция шнека в каждом габарите не изменялась.

Длина вихревой камеры выбиралась из диапазона 0.. .3 внутренних диаметра корпуса газосепаратора и технической возможности сборки.

Результаты и их анализ

Результаты исследований газосепаратора 5А габарита с разной длиной вихревой камеры представлены на Рисунке 3.9. Видно, что каждой длине вихревой камеры соответствует различная кривая зависимости коэффициента сепарации от подачи по смеси. На подаче 700 м3/сут коэффициент сепарации изменяется в диапазоне от 0,55 до 0,76 при изменении длины вихревой камеры от 0 до 150 мм. На Рисунке 3.10 видно, что кривая коэффициента сепарации, полученная при подаче по смеси 700 м3/сут немонотонная: с увеличением длины вихревой камеры от 0 мм до 40 мм коэффициент сепарации снижается, а при длине вихревой камеры более 40 мм увеличивается, но при длине вихревой камеры более 120 мм вновь снижается. Имеются локальные минимум и максимум коэффициента сепарации.

0,95

я 0,9 к

я 0,85

га

5 0,8

0

и 0,75

1 0,7 0,65

О ' О

« 0,6

0,55

0,5

0

Рисунок 3.9 - Кривые коэффициента сепарации при разной длине вихревой

камеры в газосепараторе 5А габарита

Немонотонность кривой коэффициента сепарации объясняется следующим образом: в начале вихревой камеры за лопастью шнека образуется завихренность из-за обтекания лопасти потоком ГЖС, струйное течение не успевает сформироваться и коэффициент сепарации принимает низкие значения. При большей длине вихревой камеры поток принимает спиральное движение и происходит сепарация (коэффициент сепарации расчте с увеличением длины вихревой камеры). При длине вихревой камеры более 120 мм вращение потока начинает затухать, сепарация ухудшается.

На Рисунке 3.10 видно, что минимальные значения аппроксимирующей кривой соответствуют длине вихревой камеры 30 мм, а максимальные значения коэффициента сепарации - 120 мм.

100 200 300 400 500 600 700 800

Подача по смеси, м3/сут

0,9

0,8

0,4

0,3 4— —— —— —— —— —— —— ——

0 20 40 60 80 100 120 140 160 Длина вихревой камеры (L), мм

Рисунок 3.10 - Зависимость коэффициента сепарации газосепаратора 5А габарита

от длины вихревой камеры при 700 м3/сут.

Серия экспериментов для определения зависимости коэффициента сепарации от длины вихревой камеры газосепаратора 6 габарита представлена на Рисунке 3.11. Так же, как и в газосепараторе 5А габарита имеются точки максимума и минимума кривой коэффициента сепарации от длины вихревой камеры.

О 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Подача по смеси, м3/сут

Рисунок 3.11- Зависимость коэффициента сепарации от подачи газосепаратора 6 габарита при разной длине вихревой камеры

Схожая форма кривой коэффициента сепарации от длины вихревой камеры при фиксированной подаче наблюдается в газосепараторе 6 габарита (Рисунок

3.12). При длине вихревой камеры 20.40 мм согласно аппроксимирующей кривой, коэффициент сепарации имеет минимальные значения, а при длине вихревой камеры 130.150 мм коэффициент сепарации достигает максимума, а при дальнейшем увеличении длины вихревой камеры коэффициент снижается.

0,8

0,2

0,1

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Длина вихревой камеры (L), мм

Рисунок 3.12 - Зависимость коэффициента сепарации газосепаратора 6 габарита

от длины вихревой камеры при 1200 м3/сут.

Рисунок 3.13 - Кривые коэффициента сепарации газосепаратора 5 габарита при

разной длине вихревой камеры

Из рисунка 3.13 видно, что в 5 габарите при длине вихревой камеры 100 мм во всем диапазоне подач коэффициент сепарации принимает максимальные значения относительно других длин вихревой камеры.

На Рисунке 3.14 представлена кривая коэффициента сепарации от длины вихревой камеры газосепаратора 5 габарита при подаче 500 м3/сут, видно, что минимальные значения коэффициента сепарации соответствуют длине 25... 30 мм, а максимальные значения - 100 мм.

0,9

к 0,8 к =Г

св &

5 0,7

0

н К

Я

1 0,6 -8л

¡9

и 0,5 0,4

0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 Длина вихревой камеры (L), мм

Рисунок 3.14 - Зависимость коэффициента сепарации газосепаратора 5 габарита

от длины вихревой камеры при 500 м3/сут

Испытания показали, что форма кривой коэффициента сепарации от длины вихревой камеры схожа в 5, 5А и 6 габарите. В связи с этим представим геометрию вихревой камеры, как отношение ее длины к диаметру проточного канала (внутренний диаметр защитной гильзы за вычетом диаметра вала). В газосепараторе 5 габарита диаметр проточного канала вихревой камеры составляет 48,8 мм, в 5А габарите 50,4 мм, в 6 габарите 56,6 мм. Соответственно, результаты испытаний представим в виде зависимости коэффициента сепарации от отношения длины вихревой камеры к ее диаметру (Рисунок 3.15).

5 габарит • 5А габарит

-б габарит

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5

Отношение длины вихревой камеры к диаметру

Рисунок 3.15 - Зависимость коэффициента сепарации от отношения длины

вихревой камеры к диаметру

Из Рисунка 3.15 видно, что при длине вихревой камеры, соответствующей половине ее диаметра коэффициент сепарации принимает минимальные значения, что объясняется наличием завихренности, которая образуется за шнеком. При длине вихревой камеры в 2.2,5 раза превышающей диаметр, коэффициент сепарации принимает максимальные значения.

Проанализировав результаты экспериментальных исследований газосепараторов 5, 5А и 6 габаритов с разной длиной вихревой камеры можно считать, что гипотеза о том, что имеется затухание интенсивности вращения потока ГЖС в вихревой камере, которое приводит к немонотонному характеру зависимости изменения коэффициента сепарации от длины вихревой камеры, доказана. При этом максимальное значение коэффициента сепарации в вихревой камере обеспечивается при отношении длины вихревой камеры к её диаметру равное ЬМ= 2.2,5 при 2910 об/мин.

3.5.3 Безразмерный критерий эффективности вихревых газосепараторов

С целью подтверждения практической применимости разработанного

критерия эффективности работы газосепаратора, обоснованного в пункте 2.3, проведем исследования на высокодебитных газосепараторах 5, 5А и 6 габарита. Конструкция исследованных газосепараторов представлена на Рисунке 3.16

[54].

1 - входной узел;2 -геликоидальный шнек;3 - вихревая камера; 4 - вал;

5 - разделитель

Рисунок 3.16- Конструкция газосепаратора для высокодебитных скважин:

Были исследованы три конструкции газосепараторов в 5, 5А и 6 габарите с максимальными подачами 600, 900 и 1200 м3/сут соответственно, согласно методике из пункта 3.3.

Дополнительно варьируемые параметры при исследованиях:

- частота вращения вала (от 1000 до 5000 об/мин);

- длина вихревой камеры (от 0 до 250 мм).

Результаты и их анализ

По полученным в ходе эксперимента напорно-расходным характеристикам газосепараторов Ннайдены максимальные подачи газосепараторов @тах.На Рисунке 3.17 в качестве примера представлена напорно-расходная зависимость газосепаратора 5 габарита при частоте вращения вала 3000 об/мин, газосодержании на входе 55% и длине вихревой камеры 100 мм., видно, что Qmax = 600 м3/сут.

Провели эксперимент по определению кривой коэффициента сепарации К и нашли значение коэффициента сепарации при подаче Qmax. Для газосепаратора 5 габарита при частоте вращения вала 2910 об/мин, газосодержания на входе 55% и

длине вихревой камеры 100 мм. определили К = 0,75 (Рисунок 3.18).

о 2.5 о

о о,

г-

СС СЗ

ч

О о

о.

о с

я

1.5

0.5

• Эв х=55%

100 200 300 400 500 Подача по смеси. м3/сут

600

700

Рисунок 3.17 - Напорно-расходная характеристика газосепаратора 5 габарита

п= 3000 об/мин, Рвх=55%, 1= 100 мм

0,7 --1-1-1-I—

О 100 200 300 400 500 600 700 Подача по смеси, м3/сут

Рисунок 3.18- Кривая коэффициента сепарации газосепаратора 5 габарита

п= 3000 об/мин, Рвх=55%, 1= 100 мм

По полученным данным построили зависимость коэффициента сепарации от числа оборотов единичного объема пузырька газа вокруг оси вала газосепаратора К(Х) для каждого устройства (Рисунок 3.19), откуда видно, что эта зависимость не

монотонная, с максимумом при X = 2,3...3. Следовательно, геометрические размеры вихревой камеры газосепаратора для заданных условий эксплуатации (в п, О^тах) определяются следующей зависимостью:

вх,

1x5 =

Х Х Qmax Х Р

вх

П

(3.36)

з к я

СЧ

Он

са

с

и

и

н -

о 3

■е ■е-

г-

3

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3

• б габарит ■ 5А габарит

я я * 5 габа рит

А А

яг 1 \

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5

X

Рисунок 3.19- Зависимость^(Х)для газосепараторов 5, 5А и 6 габаритов

Для высокодебитных газосепараторов вихревого типа предложен безразмерный критерий эффективности вида X = ¿5п/рвх^тах определяющий число оборотов единичного объема пузырька газа вокруг оси вала.

Предложенный безразмерный критерий эффективности представляет комплекс подобия, указывающий на максимум коэффициента сепарации из узкого диапазона значений от 2,3 до 3,0.

Из вышеуказанного следует, что аналитически предложенный критерий экспериментально подтвердил возможность подбора рациональных размеров вихревой камеры (Ь, 5) высокодебитных газосепараторов 5, 5А, 6 габаритов для заданных условий эксплуатации (ввх, п, Отах).

Выводы по главе 3

1 Проведенные сравнительные испытания на стендах в РГУ нефти и газа имени Губкина и в Новомет-Перми газосепаратора ГН5-200 показали, что результаты, полученные на стендовой установке, описанной в пункте 3.2 (Новомет-Пермь) совпадают с результатами других стендовых установок с погрешностью измерений не более 5%.

2 По результатам экспериментальных исследований газосепараторов 5, 5А и 6 габаритов с разной длиной вихревой камеры гипотеза о том, что имеется затухание интенсивности вращения потока ГЖС в вихревой камере, которое приводит к немонотонному характеру зависимости изменения коэффициента сепарации от длины вихревой камеры, доказана. При этом максимальное значение коэффициента сепарации в вихревой камере обеспечивается при отношении длины вихревой камеры к её диаметру равное ЬМ = 2.2,5 при 2910 об/мин.

3 Экспериментально установлено, что для высокодебитных газосепараторов вихревого типа применим безразмерный критерий эффективности вида X = Ь5п/вв^тах определяющий число оборотов единичного объема пузырька газа вокруг оси вала. Предложенный безразмерный критерий эффективности представляет комплекс подобия, указывающий на максимум коэффициента сепарации из узкого диапазона значений 2,3.3,0. Из вышеуказанного следует, что аналитически предложенный критерий экспериментально подтвердил возможность выбора рациональных размеров вихревой камеры (Ь, 5) высокодебитных газосепараторов 5, 5А, 6 габаритов для заданных условий эксплуатации (ввх, п, Qmax). Предложенный критерий рекомендуется использовать при проектировании вихревых большедебитных газосепараторов.

Глава 4 Исследование процесса гидроабразивного износа погружных

вихревых газосепараторов

4.1 Общие положения методики исследования гидроабразивного износа

В процессе эксплуатации погружных газосепараторов происходит постепенная деградация их рабочих характеристик по причине воздействия механических примесей на детали устройства. В зависимости от конструкции газосепаратора гидроабразивный износ может привести к разрушению корпуса устройства и падению на забой нижней части установки. В связи с этим одной из основных характеристик погружных газосепараторов является устойчивость к гидроабразивному износу.

Целью экспериментальных исследований, результаты которых приводятся в данной главе, является обнаружение и описание закономерностей процесса гидроабразивного износа различных конструкций погружных газосепараторов.

В соответствии с данной целью сформулированы основные задачи экспериментальных исследований.

1 Проработка методики проведения экспериментальных исследований.

2 Исследование процесса гидроабразивного износа центробежного и вихревого типов газосепараторов.

3 Сравнение результатов гидроабразивных исследований центробежной и вихревой типов конструкции газосепаратора.

4 Разработка методов повышения гидроабразивной стойкости вихревых газосепараторов.

4.2 Стенд для исследования процесса гидроабразивного износа погружных газосепараторов

На жесткую раму стенда (Рисунок 4.1) смонтирован бак 2 с воронкой для подачи песка 3. По системе трубопроводов бак 2 через расходомер 9, соединяется

со входом испытуемого газосепаратора 5. Привод газосепаратора 5 осуществляется через двигатель 4. Трубопровод 6 соединяет выкидные отверстия испытуемого газосепаратора 5 с баком 2. На выходе газосепаратор соединяется с насосной секцией 7. Расход жидкости регулируется при помощи твердосплавного штуцера 10, установленного после насосной секции 7. Контроль давления смеси на выходе из газосепаратора осуществляется встроенным датчиком давления 8.

1 - подвод жидкости; 2 - бак; 3 - воронка для песка; 4 - приводной двигатель; 5 - исследуемый газосепаратор; 6 - отвод смеси от выкидных отверстий в бак; 7 - электроцентробежный насос; 8 - датчик давления; 9 - расходомер; 10 - твердосплавный штуцер Рисунок 4.1 - Схема стенда для испытаний газосепараторов на гидроабразивной

смеси

Стенд работает следующим образом. Жидкость с песком из бака 2 проходит через расходомер 9 поступает на вход в исследуемый газосепаратор 5. В газосепараторе 5 происходит непрерывное гидроабразивное воздействие на детали устройства. Отсепарированные часть смеси, через выкидные отверстия и

трубопровод 6 поступают обратно в бак 2, остальная часть смеси поступает в насосную секцию 7. Далее смесь проходит через твёрдосплавный штуцер 10, который определяет объемную подачу системы. Затем по системе трубопроводов смесь сбрасывается обратно в бак 2. Происходит циркуляция смеси по системе. Через 60 минут смесь меняется. В процессе испытания регистрируется давление на выходе газосепаратора при помощи датчика давления 8 и расход жидкости расходомером 9. Фото стенда представлено на Рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 - Фото стенда для проведения гидроабразивных исследований

устройств

Основная идея этой методики состоит в проведении сравнительных

испытаний газосепараторов различных конструкций в одинаковых и контролируемых условиях.

Для испытаний применяется кварцевый песок (10 г/литр) двух фракций: 10...20 и 600...700 мкм в соотношении 1:1 по массе. Крупная фракция нужна для ускорения износа поверхности проточных каналов, мелкая - проникает в зазоры подшипников и обеспечивает их гидроабразивный износ.

4.2.1 Последовательность испытаний газосепараторов на гидроабразивную стойкость

При подготовке к эксперименту:

- производится замер и взвешивание всех деталей газосепаратора;

- производится проверка датчиков, и их установка на узлах стенда;

- подтверждается правильность сборки газосепаратора, насоса, проверяется программное обеспечение на компьютере, активизируются каналы сбора данных;

- исследуемые устройства устанавливается на стенд и фиксируется болтами.

Открываются все необходимые клапаны и вентили для заполнения установки рабочей жидкостью и вытеснения воздуха.

Цикл испытания включает следующие операции:

1 запускается двигатель испытуемой установки газосепаратора с насосом;

2 замеряется подача и давление на выходе ЭЦН;

3 производится подача через отверстие в верхней части бака с водой, кварцевого песка в количестве, необходимом для получения концентрации 10 г/литр при выбранной подаче;

4 проводится испытание в течение 60 минут, с замерами ускорения и скорости вибрации, температуры по длине корпуса газосепаратора;

5 производится слив воды с абразивным песком в специальную емкость для отстаивания песка;

Повторяются пункты с 1 по 5 до достижения суммарной наработки 10 часов. После 10 часов газосепаратор разбирается, измеряются и взвешиваются все изнашиваемые детали. При отсутствии отказавших деталей испытание продолжается.

Испытания проводятся до достижения суммарной наработки 50 часов. Измеряемые величины

ёгил - внутренний диаметр защитной гильзы, мм Эщн- внешний диаметр шнека, мм

Ь - зазор между вкладышем и втулкой подшипника скольжения, мм

ёвкл- внутренний диаметр вкладыша подшипника скольжения, мм

Овт- внешний диаметр втулки подшипника скольжения, мм

Шшн - масса шнека, кг

тгил - масса защитной гильзы, кг

Швт - масса защитных втулок вала, кг

твал - масса вала газосепаратора, кг

Шреш - масса входной решетки, кг

Средства измерения

Таблица 4.1 - Измеряемые параметры и средства измерения

измеряемый прибор диапазон точность

параметр измерения измерения

Диаметральные размеры Штангенциркуль ШЦ-1-150-0,05 0 - 150 мм 0,05 мм

деталей

Масса деталей Весы МК-32.2-А21 0 - 32 кг 0,01 кг

Расход Электромагнитный 4- 1700м3/сут ± 0,35%

жидкости расходомер Yokogawa АХБ

Давление Датчики давления 0 -1,6 МПа ± 0,15%от max

Критерием отказа является появление сквозных отверстий на защитной гильзе газосепаратора, слом радиального подшипника или потеря массы устройства (детали) более 20% от начальной величины.

4.3 Исследование процесса гидроабразивного износа центробежного газосепаратора

Исходные данные

Исследования процесса гидроабразивного износа проводилось согласно методике испытаний по пункту 4.2. Исследуемая конструкция центробежного газосепаратора соответствовала [17].

Результаты и их анализ

В ходе испытаний установлено, что стендовая наработка до разрушения гильзы (наличие сквозных отверстий) составляет 10 часов на частоте вращения 4500 об/мин (Рисунок 4.3). Согласно анализу скважиной эксплуатации подобных газосепараторов их наработка в условиях, осложненных механическими примесями, составляет 143 ± 5 суток. Соответственно, 10 часов стендовых испытаний соответствуют 140 суткам скважиной эксплуатации. Для достижения наработки не менее 700 суток время стендовых испытаний должно быть не менее 50 часов.

Из Рисунка 4.1 видно, что место сквозного износа защитной гильзы находится между шнеком и кавитирующим колесом. Это объясняется тем, что кавитирующее колесо является дополнительным источником вихреобразования, и в этой зоне происходит накопление механических примесей. Вдоль длины шнека тоже наблюдается локальный износ защитной гильзы. Низкая скорость износа защитной гильзы наблюдается вдоль сепарационных барабанов

Рисунок 4.3 - Изменение толщины гильзы по длине газосепаратора после

ресурсных испытаний

Из результатов проведенных исследований центробежного газосепаратора следует, что данная конструкция обладает низкой гидроабразивной стойкостью. Это подтверждается низкими наработками в скважинах, осложненными выносом механических примесей, а также результатами экспериментальных исследований. Зоной максимального гидроабразивного износа является кавитирующее колесо.

4.4 Исследование процесса гидроабразивного износа вихревого газосепаратора

Исходные данные

Исследования процесса гидроабразивного износа проводилось согласно методике испытаний по пункту 4.2. Конструкция газосепаратора соответствовала

патенту на вихревой газосепаратора [53].

Результаты и их анализ

По результатам исследований установлено, что стендовая наработка до разрушения гильзы (наличие сквозных отверстий) составляет более 50 часов на частоте вращения 4500 об/мин, что более чем в пять раз выше стендовой наработки центробежного газосепаратора. На Рисунке 4.4 видно, что максимальный износ защитной гильзы за 50 часов стендовой наработки составил 2 мм в месте перехода потока от решетки в шнек.

Рисунок 4.4 - Толщина стенки защитной гильзы по длине до и после ресурсных

испытаний газосепаратора 5А габарита

Из Рисунка 4.4 можно сделать вывод, что износ защитной гильзы наблюдается только в том месте, где находится вращающийся шнек. Вдоль вихревой камеры износа на защитной гильзе не наблюдается.

Из результатов экспериментальных исследований на гидроабразивную

стойкость вихревых газосепараторов выявили следующее (Рисунок 4.5): лопасти входной решетки разрушены абразивными частицами, внутренний диаметр лопасти шнека имеет следы гидроабразивного разрушения. Локализация мест разрушения на стендовых исследованиях совпадает с локализации разрушения газосепаратора при эксплуатации в скважине. По характеру износа деталей газосепаратора можно предположить, что между решеткой и шнеком имеется достаточное расстояние для формирования в этой зоне вихря, в котором происходит накопление абразивных частиц и дальнейшее разрушение деталей.

Рисунок 4.5 - Внешний вид вихревого газосепаратора после исследований на

абразивную стойкость

Зона с максимальной скоростью износа, согласно проведенному эксперименту, совпадает с зоной максимального износа проведенного расчета из пункта 2.4, что подтверждает правильность разработанного аналитического метода расчета мест износа погружного газосепаратора.

4.5 Разработка рекомендаций по повышению гидроабразивной стойкости вихревых газосепараторов

По результатам исследований вихревого газосепаратора на гидроабразивную стойкость можно сделать следующие выводы: из-за разности сечения проточных каналов входной решетки и шнека в процессе течения гидроабразивной смеси

происходит изменение скорости, она уменьшается при протекании через входную решетку. Снижение скорости потока уже приводит к осаждению абразивных частиц в этой зоне. Для устранения этой проблемы были спроектированы три различные геометрии входной решетки (Рисунок 4.5).

На Рисунке 4.6 варианты б, в и г разработаны так, чтобы увеличить скорость потока смеси при прохождении входной решетки.

а) Базовая конструкция, лопасти прямые, втулка цилиндрическая б) Прямые лопасти, расширяющаяся втулка в) Расширяющиеся лопасти, сужающаяся втулка г) Расширяющиеся лопасти, втулка цилиндрическая Рисунок 4.6 — 3D модели разработанных входных решеток

Для проведения сравнительных испытаний на абразивную стойкость различные конструкции решеток были выращены на 3Э принтере из полиамида.

Исследования проводились согласно методике из пункта 4.2 за одним исключением время испытаний составляло 3 часа.

После испытаний сравнивались места и глубина износа гильзы, решётки и шнека. Проводился замер первичной и остаточной толщины гильзы.

Рисунок 4.7 - Места износа базовой конструкции решетки

В базовой конструкции решетки (Рисунок 4.7) места износа помечены красным цветом. присутствует износ на краях лопасти решетки и на 5-10 мм от входа на защитной гильзе, места износа совпали с местами износа газосепаратора на ресурс и эксплуатационным износом.

Рисунок 4.8 - Вид деталей после исследований на абразивную стойкость варианта с прямыми лопатками и расширяющейся втулкой

У решетки с прямыми лопатками и расширяющейся втулкой (Рисунок 4.8) имеются места пониженной шероховатости, а изменений геометрических размеров и формы не обнаружено.

Рисунок 4.9 - Вид деталей после исследований на абразивную стойкость варианта с расширяющейся лопастью, сужающейся втулкой

Решетка с расширяющейся лопастью, сужающейся втулкой (Рисунок 4.9) так же имеет места повышенной шероховатости при этом геометрия и решетки не изменилась.

Рисунок 4.10 - Вид деталей после исследований на абразивную стойкость варианта с расширяющейся лопастью, цилиндрической втулкой

У решетки с расширяющейся лопастью, цилиндрической втулкой (Рисунок 4.10) имеется небольшой износ на входе, определяется на ощупь, визуально не заметно.

Износ гильз определялся измерением остаточной толщины. Результаты в табл. 4.2 Начальная толщина 3,50 мм.

Таблица 4.2 — Величина износа гильзы после испытаний

№ Остаточная толщина гильзы, мм Величина износа, мм

варианта

а 3,11 0,39

б 3,40 0,10

в 3,39 0,11

г 3,18 0,32

По результатам испытаний можно отметить, что все входные решетки с диффузорными втулками позволили снизить скорость гидроабразивного износа защитной гильзы. В варианте с цилиндрической втулкой скорость износа снизилась на 10-15%, это может быть связано с образованием вихрей в зазоре между входной решеткой и шнеком. В вариантах с расширяющейся втулкой скорость гидроабразивного износа были снижена примерно в 3-4 раза в сравнении с исходным вариантом.

Проведенные эксперименты на разных конструкциях входных решеток показали, что для увеличения надежности погружных газосепараторов рациональней применять решетку с конической втулкой и с заужением проходного сечения от входа к выходу. Это позволяет избежать накопления механических примесей в зоне между решеткой и шнеком. Решетки с конической втулкой позволят снизить скорость гидроабразивного износа в 3-4 раза по сравнению с базовой конструкцией. Спроектированные конструкции входных решеток (б и в) внедрены в конструкциях вихревых газосепараторов на большие подачи.

Выводы по главе 4

1 Центробежная конструкция газосепаратора обладает низкой гидроабразивной стойкостью. Это подтверждается низкими наработками в

скважинах, осложненными выносом механических примесей, а также результатами экспериментальных исследований. Зоной максимального гидроабразивного износа является кавитирующее колесо.

2 Стендовая наработка вихревой конструкции газосепаратора более чем в пять раз выше, чем у центробежной. Максимальный износ защитной гильзы наблюдается в месте перехода потока от решетки в шнек, что совпадает с зоной максимального износа проведенного расчета из пункта 2.4, доказывая верность разработанного аналитического метода расчета мест износа погружного газосепаратора.

3 Проведенные эксперименты на разных конструкциях входных решеток показали, что для увеличения надежности погружных газосепараторов рациональней применять решетку с конической втулкой и с заужением проходного сечения от входа к выходу. Это позволяет избежать накопления механических примесей в зоне между решеткой и шнеком. Решетки с конической втулкой позволят снизить скорость гидроабаразивного износа в 3-4 раза по сравнению с базовой конструкцией.

Глава 5 Разработка модельного ряда вихревых газосепараторов

5.1 Технические требования к рабочим характеристикам погружных газосепараторов

Газосепараторы при работе в скважине должны удовлетворять следующим условиям: эффективно отделять газ от жидкости; не допускать подсасывания ГЖС через выкидные отверстия; выполнять требования надежности. В связи с этим ниже представлены требования, которые предъявляются к погружным газосепараторам.

1 Согласно приложению [46], концентрация газа на входе в УЭЦН с установленным газосепаратором должна быть не менее 55%. А концентрация газа на входе в насос (после газосепаратора) со ступенями радиального типа, должна быть не более 25%, и 35% для насосов с диагональными типами ступеней [74]. Следовательно коэффициент сепарации устройства должен быть не менее 0,73 при работе с насосами с радиальным типом ступеней и не менее 0,56 при работе с насосами с диагональным типом ступеней.

2 В работе [19] была предпринята попытка объяснить важность измерения напорно-расходной характеристики газосепаратора на воде с целью определения рабочего диапазона устройства по подаче. Однако в скважине газосепаратор не работает на однофазной жидкости, поэтому определение рабочей области необходимо определять на ГЖС с концентрацией газа не менее 55%. Создание положительного напора газосепаратором на ГЖС позволит сбрасывать отсепарированный газ в затрубное пространство. При отрицательном значении напора отсепарированный газ уже не будет сбрасываться в затрубное пространство, так как давление в затрубном пространстве будет больше, чем давление на выкидных отверстиях газосепаратора. При попадании ГЖС через выкидные отверстия коэффициент сепарации устройства будет равен нулю.

Следовательно, газосепаратор должен развивать положительный напор на ГЖС с концентрацией газа не менее 55%.

3 Согласно [73] гарантийный срок работы газосепаратора составляет 2

года. То есть, в течение 2 лет работы в скважине рабочий диапазон газосепаратора не должен измениться и не должно произойти разрушения устройства. Поэтому необходимо проводить гидроабразивные испытания новых конструкций газосепаратора, и после этого измерять рабочие характеристики устройства и сравнивать с первоначальными (до износа). По результатам ресурсных испытаний рабочий диапазон устройства не должен измениться.

5.2. Конструкция разработанных большедебитных вихревых газосепараторов

На основе проведенных исследований в главах 3 и 4 и рекомендациям из пунктов 3.5 и 4.3 был разработан, запатентован и изготовлен вихревой газосепаратор на большие подачи в разных габаритах. Газосепаратор (Рисунок 5.1) содержит цилиндрический корпус 3, входной модуль 1, входную решетку 2, геликоидальный шнек 5, вал 7, вихревую камеру 6 и разделитель 8 на выходе. Геликоидальный шнек 5 имеет лопасть переменного шага, которая образует с осью вращения в меридиональном сечении монотонно уменьшающийся угол а в диапазоне от 90 до 30 градусов. Вихревая камера 6 расположена между торцами шнека 5 и разделителя 8. Геликоидальный шнек 5 находится внутри защитной гильзой 4, которая размещена по всей длине корпуса 3 между входным модулем 1 и головкой-разделителем 8. Защитная гильза 4 предохраняет корпус 1 от гидроабразивного разрушения.

Геликоидальный шнек 5, вихревая камера 6 и защитная гильза 4 образуют сепарационный узел. Разделитель 8 установлен после вихревой камеры 6 и предназначен для выброса газа в затрубное пространство. Вихревая камера 6, представляет собой кольцевую полость между гильзой 4 и валом 7 и служит для увеличения коэффициента сепарации.

1 2 3 4 5 6 7 8

1 - входная решетка; 2 - входная решетка; 3 - корпус; 4 - защитная гильза;

5 - геликоидальный шнек; 6 - вихревая камера; 7 - вал; 8 - разделитель

Рисунок 5.1 - Конструкция большедебитного вихревого газосепаратора

Вихревой большедебитный газосепаратор работает следующим образом. При включении установки поток газожидкостной смеси через входной модуль 1 и входную решетку 2 поступает в геликоидальный шнек 5, в котором во время движения по спиральной лопасти происходит повышение давления потока газожидкостной смеси и начальное разделение газовой и жидкой фаз в поле центробежных сил, создаваемом вращающимся на валу 7 шнеком 5. Затем закрученный поток газожидкостной смеси поступает в вихревую камеру 6, где по инерции продолжает двигаться по спирали с переносом жидкой фазы к периферии и вытеснением газовой фазы к центру. После вихревой камеры 6 с помощью разделителя 8 газ сбрасывается через выкидные отверстия в затрубное пространство, а жидкость подается в насос. [53].

5.3 Рабочие характеристики разработанных большедебитных газосепараторов

Газосепараторы используются для совместной работы с насосами, соответственно, значение максимальной подачи, при которой устройство должно создавать положительный напор на ГЖС, выбиралось исходя из максимальной подачи в рабочей зоне самого большедебитного насоса в габарите. Так максимальная подача для ЭЦН3-320 - 400 м3/сут, ВНН5-500 - 600 м3/сут, ЭЦН5А-700 - 900 м3/сут, ЭЦН6-1250 - 1500 м3/сут [30, 31].

В литературе [1, 23, 25] принято, что с концентрацией газа 25% в смеси насос справится без существенной деградации характеристики, а минимальное газосодержание, подаваемое на вход в установку с газосепаратором должно быть 55%, соответственно, эти данные и служили критерием эффективности разработанного устройства.

5.3.1 Рабочие характеристики разработанного большедебитного вихревого газосепаратора 5 габарита

Испытания проводились согласно методике, описанной в пункте 3.3. На Рисунке 5.2 проиллюстрирована зависимость коэффициента сепарации от подачи по смеси газосепаратора при концентрации газа на входе 55%.

1 т- —г- —^ —^ —г- ~^ ~^

о

* 0,6

0,5 —I— —^ —^ —I— —^ —^

0 100 200 300 400 500 600 700

Подача по смеси, м3/сут

Рисунок 5.2 - Зависимость коэффициента сепарации от подачи по смеси

газосепаратора 5 габарита

Видно, что коэффициент сепарации уменьшается с увеличением подачи по смеси. Так как газосепаратор предназначен для работы с высокодебитными насосами, то необходимо обратить внимание на значения коэффициента сепарации при подачах в диапазоне от 250 до 600 м3/сут для 5 габарита. Коэффициент

сепарации принимает высокие значения в указанном диапазоне подач, от 0,7 до 0,85, что подтверждает сепарационную эффективность разработанного устройства.

Нефтяными компаниями принято приводить сепарационную характеристику газосепаратора в другом виде. На Рисунке 5.3 представлена сепарационная характеристика газосепаратора 5 габарита. На графике видно рабочую область газосепаратора по подаче и по допустимой входной концентрации газа в смеси. Стоит обратить внимание, что кривая вост = 25% означает, что в насос после газосепаратора поступает смесь с концентрацией газа 25%.

Например, из Рисунка 5.3 видно, что при подаче по смеси 400 м3/сут на вход в газосепаратор поступает ГЖС с концентрацией газа 65%, а подается на вход в насос смесь с концентрацией 25%.

сплошная линия - до; пунктир - после ресурсных испытаний Рисунок 5.3 - Сепарационная характеристика газосепаратора 5 габарита

После ресурсных испытаний повторно снимались рабочие характеристики газосепаратора. Считается, что ухудшение рабочих характеристик на 10 - 20%, не является критическим, поскольку примерно с таким запасом происходит подбор оборудования к скважине [36]. Поэтому изменение рабочих характеристик газосепаратора после ресурсных испытаний в диапазоне 10-20% допустимо.

При сравнении результатов сепарационной характеристики до и после ресурсных испытаний (Рисунок 5.3) видно, что значение входного газосодержания снизилось только в левой части характеристики (на малых подачах) после ресурсных испытаний. Например, при подаче по смеси 100 м3/сут допустимое входное газосодержание составляет 80%, а после ресурсных испытаний при тех же условиях допустимое входное газосодержание - 77%. Так же необходимо напомнить, что этот газосепаратор предназначен для работы на подачах от 250 м3/сут где характеристика не изменилась. Ухудшение сепарационных характеристик связано с износом лопастей шнека и увеличением зазора между шнеком и защитной гильзой.

о га Н о Ж О

а

н о

>3

И я 5

а т о 1 и

• |3вх - 0% • рвх = 55%

»4

ч *ч Ч

100 200 300 400 500 600 Подача по смеси, м3/сут

700

800

сплошная линия - до ресурсных испытаний; пунктирная линия - после ресурсных

испытаний

Рисунок 5.4 - Зависимость давления, создаваемого газосепаратором 5 габарита от

подачи по смеси

На Рисунке 5.4 представлена зависимость, создаваемого давления газосепаратором от подачи по смеси при концентрациях газа на входе 0% и 55%. Видно, что с увеличением концентрации газа напор газосепаратора падает. При подаче 400 м3/сут напор на жидкости упал с 2,5 м. до 1 м. при концентрации газа

55%. Но хочется отметить, что диапазон по подаче, в котором газосепаратор создает положительное давление, остался неизменным, от 0 до 600 м3/сут. Это означает, что во всем рабочем диапазоне не будет происходить попадание газа через выкидные отверстия.

Так же по Рисунку 5.4 видно, что значения создаваемого напора после ресурсных испытаний упали. Например, на подаче 200 м3/сут до ресурсных испытаний создаваемый напор был 4 м при рвх = 0% и 1,8 м. при рвх = 55%, а после ресурсных испытаний стал 3 м. при рвх = 0% и 1,5 м. при рвх=55%. Небольшое ухудшение рабочих характеристик газосепаратора после ресурсных испытаний связано с износом лопастей шнека, который спроектирован так, чтобы абразивные частицы, находящиеся в закрученном потоке, центробежными силами отжимались к лопасти, а не к защитной гильзе. Прижатие абразивных частиц к лопасти шнека приводит к изнашиванию в первую очередь самой лопасти, и после этого уже начинает изнашиваться гильза. Величина создаваемого напора практического значения не имеет, поскольку это значение много меньше давления создаваемого насосом, важно только выполнение условия — создаваемый напор должен быть больше нуля. И если обратить внимание на диапазон подач, в котором создаваемый напор газосепаратора больше нуля до ресурсных испытаний и после, то видно, что диапазон не изменился (0 - 600 м3/сут).

5.3.2 Результаты ресурсных испытаний газосепаратора 5 габарита

Были проведены ускоренные ресурсные испытания по методике, описанной в главе 4. Ресурсные испытания этого газосепаратора проводили при подаче 200 м3/сут. После испытаний газосепаратор разбирался и проводился осмотр и взвешивание деталей с фотофиксацией (Рисунки 5.5 и 5.6). Видно, что детали газосепаратора, которые больше всего подвержены гидроабразивному износу (шнек, входная решетка, гильза) имеют места изменения формы, но не критичные в рамках стабильной работы устройства.

справа - вид сбоку, слева - вид сверху Рисунок 5.5 - Внешний вид шнека после ресурсных испытаний

справа - вид сбоку, слева - вид сверху Рисунок 5.6 - Внешний вид входной решетки после ресурсных испытаний

После ресурсных испытаний отдельно проводили замеры по изменению толщины стенки защитной гильзы по длине. Результаты замеров показывают, что толщина стенки защитной гильзы уменьшилась из-за гидроабразивного износа не более, чем на 0,5 мм. Так же хочется отметить места с максимальным износом по длине гильзы (Рисунок 5.7). Максимум износа соответствует двум местам - на длине от входа 10 мм и 400 мм. В этих местах наблюдается два переходных процесса: первый - изменяющееся движение потока при переходе от входной решетки к шнеку, второй - изменяющееся движение потока при переходе из шнека в вихревую камеру. Эти два процесса сопровождаются вихреобразованием и, как

следствие, накоплением механических примесей в этих вихрях и более интенсивному износу. Рекомендации, представленные в 4 главе, позволили снизить интенсивность данных переходных процессов.

4,0

2 3,5

2

3 3,0

$

а 2,5

а

я « 2,0

н о

св I 1,5

К 1,0

ц

ЕЗ

0,5

0,0

—<"—ДО исп ытаний 1СПЫТЭНИЙ

—■— по еле

100 200 300 400

Длина гильзы, мм

500

600

Рисунок 5.7 - Толщина стенки защитной гильзы по длине до и после ресурсных

испытаний

Проведенный комплекс испытаний спроектированного большедебетного вихревого газосепаратора 5 габарита показал, что устройство эффективно отделяет газ от жидкости до подач 600 м3/сут. При этом создаваемый напор, как на воде, так и на ГЖС в этом диапазоне не позволяет перетекать ГЖС из затрубного пространства через выкидные отверстия в газосепаратор. Деградация характеристик после гидроабразивных испытаний не превышает 10%.

5.3.3 Результаты испытаний газосепаратора 5А габарита

На Рисунке 5.8 представлена зависимость коэффициента сепарации от подачи по смеси на выходе из газосепаратора, при входной концентрации газа 55%.

l

я 0,9

к

=r

iS

5 0,8

0

н

1

о

я

E 0,7

о

& 0,6

0,5

0 200 400 600 800 1000

Подача по смеси, м3/сут

Рисунок 5.8 — Коэффициент сепарации газосепаратора 5А габарита

Видно, что кривая коэффициента сепарации монотонно снижается с увеличением подачи. Значения коэффициента сепарации в диапазоне подач от 0 до 900 м3/сут более 0,7. Газосепаратор 5А габарита удовлетворяет условию по эффективности сепарации.

На Рисунке 5.9 представлена сепарационная характеристика газосепаратора 5А габарита при остаточном газосодержании 25%. При работе ЭЦН совместно с этим газосепаратором на подаче 800 м3/сут по смеси входном газосодержании 58% на вход в насос будет подаваться ГЖС уже с концентрацией газа 25%.

Если сравнить кривые на Рисунке 5.9 до и после ресурсных испытаний, то можно заметить, что на подачах по смеси от 0 до 400 м3/сут кривая, полученная после гидроабразивных испытаний, деградирует на 5 — 10 %, а на подачах от 400 до 900 м3/сут не изменятся. Разработанный болшедебитный вихревой газосепаратор предназначен для работы с насосами на большие подачи (при Q более 400 м3/сут) и, в связи с этим можно утверждать, что характеристики со временем сохраняются.

сплошная линия - до; пунктир - после ресурсных испытаний Рисунок 5.9 - Сепарационная характеристика газосепаратора 5А габарита

На Рисунке 5.10 представлена зависимость, напора газосепаратора 5А габарита от подачи при работе на жидкости (Рвх = 0%) и при работе на ГЖС с концентрацией газа на входе 55% (рвх = 55%). Видно, что при увеличении концентрации газа напор устройства падает, а диапазон подач, в котором давление больше нуля почти не изменяется (0 - 900 м3/сут при рвх = 0% и 0 — 830 м3/сут при рвх = 55%). Выполняется требование по наличию положительного напора во всем диапазоне подач при входной концентрации газа 55%.

Если сравнить кривые на Рисунке 5.10 до и после ресурсных испытаний, то можно заметить, что во всем диапазоне подач от 0 до 900 м3/сут напор устройства после ресурсных испытаний упал на 1 - 0,5 м., при рвх = 0%, и не изменился при рвх = 55%.

сплошная линия - до; пунктир - после ресурсных испытаний Рисунок 5.10 - Зависимость напора газосепаратора 5А габарита от подачи по

смеси

Относительное изменение характеристики на однофазной жидкости составило 10 - 12%. То, что характеристика газосепаратора на ГЖС при рвх = 55% не изменилась после ресурсных испытаний можно объяснить следующим образом: так как пузырьки газа малоподвижны и их большое количество, и соответственно, кинетическая энергия потока ГЖС мала, то наличие между шнеком и гильзой небольшого зазора, являющимся результатом ресурсных испытаний, не повлияет на скорости малоподвижных пузырьков, в отличие от подвижной однофазной жидкости. Диапазон подач, в котором газосепаратор создает положительный напор, после проведенных ресурсных испытаний, как при рвх = 0%, так и при рвх = 55% не изменился.

5.3.4 Результаты ресурсных испытаний газосепаратора 5А габарита

По результатам гидроабразивных испытаний масса газосепаратора уменьшилась на 100 грамм. То есть газосепаратор потерял менее 5% от обшей массы. Сильнее всего износились лопасти шнека и защитная гильза. Характерных

скоплений абразивных частиц в проточной части устройства не наблюдалось. Величина износа позволяет утверждать, что в скважине газосепаратор проработает без разрушения.

Рисунок 5.11 - Внешний вид шнека (слева) и защитной гильзы (справа) после ресурсных испытаний газосепаратора 5А габарита

Рисунок 5.12 - Внешний вид входной решетки газосепаратора 5А габарита после ресурсных испытаний справа - вид сбоку, слева - вид сверху

На Рисунках 5.11 и 5.12 представлены фото деталей газосепаратора после ресурсных испытаний. Видно, что лопасти шнека износились по внешнему диаметру, на входе защитной гильзы видно изменение формы металла в виде морского дна, а у входной решетки места изменения формы локализуются на выходе из лопасти.

Так же провели замеры толщины стенки защитной гильзы по длине. На

Рисунке 5.13 видно, что максимум износа (1,5 мм) наблюдается в месте перехода потока из входной решетки в шнек, так же есть локальный максимум износа (0,5 мм) в переходе потока из шнека в вихревую камеру.

0,5 -0,0