Влияние давления на образование каверны в потоке

наука – производству
PRESSURE INFLUENCE ON CAVITY CREATION IN GAS-LIQUID
MIXTURE FLOW BEHIND BLADE MODEL OF CENTRIFUGAL PUMP
A. DROZDOV, Gubkin Oil and Gas University
The fundamentals of cavities creation in gas-liquid mixture behind blade model of centrifugal pump have been
investigated. The experiments confirmed the hypothesis about the decrease reason of negative free-gas influence on
operation of the pump with intake pressure increase.
Keywords: submersible centrifugal pump, blade, gas-liquid mixture, cavity, artificial cavitation
А.Н. ДРОЗДОВ,
д.т.н., профессор
РГУ нефти и газа
им. И.М. Губкина
Drozdov_AN@mail.ru
В статье
исследованы
закономерности
образования
каверн в потоке
газожидкостной
смеси за
моделью лопасти
центробежного
насоса.
Эксперименты
подтвердили
гипотезу о причине
уменьшения вредного
влияния свободного
газа на работу насоса
с ростом давления у
входа.
20
О
сновным 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 βBX , но и целым
рядом других параметров.
Экспериментальные исследования показали [1], что давление у входа PBX
сильно влияет на эффективность работы
погружного центробежного насоса на газожидкостной смеси (ГЖС). Для объяснения причины уменьшения вредного
влияния свободного газа на характеристику с ростом PBX была выдвинута гипотеза, согласно которой повышение PBX
приводит к изменению структуры смеси в
каналах рабочих органов насоса, и образование газовых каверн в ступенях при
неизменном βBX 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 кавитацион-
ных 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
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 02/2010
УДК 622.276.53.054.23: 621.67-83
Влияние давления
на образование каверны
в потоке газожидкостной смеси
за моделью лопасти центробежного
насоса
наука – производству
Рис. 1. Стадии образование каверны
количественным изменениям в образовании каверн, то
использование одиночного профиля, в исследовании
качественных закономерностей, происходящих при этом
процессов является вполне обоснованным.
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 σK
,определяли по дифманометру.
Под σK понимали
где ΔР – разность между давлениями P1 перед лопастью и P2 за ней, ρCM и WCM – плотность
и скорость ГЖС в сечении перед лопастью,
соответственно.
Эксперименты, проведенные на однородной
жидкости – воде, показали, что при P1 ≈ 0,1 МПа,
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 02/2010
подаче жидкости QЖ > 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 возникают 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) βmin 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 βmin. При углах атаки α, равных 30 и 40°, βmin
примерно одинаковое и увеличивается от 28 до 47% с
уменьшением QЖ от 1,5 до 0,3 л/с (рис. 2). На углах
атаки 10 и 20° при тех же QЖ и скоростях жидкости WЖ
(под WЖ понимали отношение QЖ к площади сечения
камеры перед лопастью) каверна образовывалась при
значительно меньших газосодержаниях (рис. 2). Число
кавитации σК 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 βminот QЖ и WЖ на смеси вода – газ
при P1 ≈ 0,1 МПа и α = 40° (1), 30° (2) и 20° (3)
21
наука – производству
22
каверны образуются при больших значениях
βmin и имеют меньшие размеры, чем для
смеси «вода – газ» с dKP = 16 мм для одинаковых P1 (рис. 3 и 4). С увеличением давления βmin повышается, качественный характер
этого возрастания такой же, как и на смеси
«вода – газ», размеры каверн при этом также уменьшаются. При P1 = 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
Рис. 3. Зависимости βmin от QЖ и WЖ на смеси вода – газ при α = 10°
обтекаемым твердым телом при повышении
и P1 ≈ 0,1 МПа (1), P1 = 0,6 (2), 1,1 (3), 2,1 (4), 3,1 (5) и 3,5 (6) МПа
давления в системе. Увеличение давления
приводит как к улучшению характеристики
насоса, так и к возрастанию βmin, 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 PBX при неизменном βBX
полностью подтверждена специально проведенными визуальными экспериментами. С
ростом давления у входа в насос структура
Рис. 4. Зависимости βmin от QЖ и WЖ на смеси вода – ПАВ – газ
потока смеси в ступенях меняется: газовые
при α = 10° и P1 ≈ 0,1 МПа (1), P1 = 0,6 (2), 1,1 (3) и 2,1 (4) МПа
каверны образуются при более высоких βBX
и имеют меньшие размеры. Совместное влиПри P1 ≈ 0,1 МПа и QЖ > 0,6 л/с на смеси «вода – газ» яние высоких значений давления и пенистости привокаверна образуется при βmin = 7 – 8% (рис. 3). В области дит к значительному затруднению образования каверн,
меньших расходов наблюдается резкое увеличение βmin , которые уже не полностью освобождаются от жидкосчто вызвано, по-видимому, снижением скорости потока, ти и по форме как бы плавно продолжают профиль
которое уменьшает интенсивность вихрей в следе за лопасти, что приводит к существенному уменьшению
каверной, и поэтому газовые полости в центрах вих- вредного влияния газа на рабочую характеристику нарей образуются при большем газосодержании. Отсюда соса. Затруднение объединения газовых пузырьков в
можно заключить, что для сопоставления результатов, каверны с ростом давления в потоке ГЖС может быть
полученных при обтекании одиночного профиля, с ра- объяснено увеличивающейся при этом устойчивостью
ботой насоса следует использовать данные исследова- смеси.
ний потока в камере при QЖ > 0,6 л/с. При малых расхоФакты повышения стабильности газожидкостных сисдах в насосе в значительной степени сказывается эф- тем с ростом давления ранее отмечались некоторыми
фект сепарации пузырьков газа к оси рабочих колес, исследователями. Так, с повышением давления расширяускоряющий образование каверн, особенно на смеси ется область существования эмульсионных структур па«вода – газ». В камере же, наоборот, при небольших роводяного [8] и нефтегазового [9] потоков в трубах, усрасходах возникновение каверн затрудняется.
тойчивость пен [10] и время коалесценции газовых пуПовышение давления в камере на смеси «вода – газ» зырьков в жидкости [11].
приводит к возрастанию βmin при тех же QЖ (рис. 3).
Как известно, основными факторами стабилизации
Наибольшее влияние давления на значение βmin, при газожидкостных систем могут быть:
котором появляется кавитационная каверна за про1. Эффект Гиббса – Марангони («упругость» пленок
филем, наблюдается в диапазоне 0,1 – 0,6 МПа. В жидкости, т.е. их способность отвечать на местные
дальнейшем степень влияния давления снижается и растяжения повышением, а на местные сжатия – падепри P1 = 2,1 – 3,5 МПа величины βmin примерно одинако- нием поверхностного натяжения, что приводит к перевы. Так, для QЖ = 1 л/с βmin при P1 ≈ 0,1 МПа составляет току жидкости и так называемому самозалечиванию
7%, при P1 = 0,6 МПа – 13%, при P1 = 1,1 МПа – 16% и пленок).
при P1 = 2,1 – 3,5 МПа – примерно 17,5%. Визуальными
2. Термодинамический фактор, отмеченный впервые
наблюдениями было отмечено, что с ростом давления Б.В. Дерягиным, вызванный расклинивающим действиразмеры развитой каверны уменьшаются.
ем, возникающим вследствие отталкивания двойных
На смеси «вода – ПАВ – газ» с пенистостью dKP = 66 мм электрических слоев, образуемых ионами ПАВ у повер(под величиной пенистости понимали определенный по хностей пленки.
методике [7] критический диаметр dKP проволочного
3. Структурно-механический фактор, впервые выкольца, на котором пленка жидкости существует 1 с) явленный П.А. Ребиндером, обусловленный механичесБУРЕНИЕ И НЕФТЬ 02/2010
наука – производству
кой 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.
Ключевые слова: погружной центробежный
насос, лопасть, газожидкостная смесь,
каверна, искусственная кавитация
23
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 02/2010