Теоретические основы работы гидротаранов и гидроимпульсных насосов

Факт существования гидравлического удара был известен еще в XVIII веке, но правильная теория его была дана впервые про­фессором Н. Е. Жуковским в 1897 году. Свои теоретические вы­воды Жуковский Н. Е. проверил и подтвердил специальными опытами, проведенными им в 1897—1898 годах над водопроводными трубами. В 1898 году теория гидравлического удара была доложена Академии и впервые опубликована в 1899 году в «Бюл­летенях Политехнического общества».

Опыты, проводимые Жуковским Н. Е. на Алексеевской водо-водной станции в Москве полностью подтвердили правильность основных положений теории гидравлического удара.

Гидравлическим импульсом называют изменение давления в струе жидкости в трубах вследствие изменения скорости потока. При этом различают положительный гидравлический импульс, когда давление в трубопроводе повышается, и отрицательный гидравлический импульс, когда давление в трубопроводе падает.

Положительный импульс в трубе возникает в момент закры­тия задвижки на выходе жидкости из длинной трубы, отрица­тельный импульс — после закрытия задвижки у входа жидкости в длинную трубу. Амплитуда давления гидравлического импуль­са находится в пропорциональной зависимости от изменения скорости потока. Оказалось, что зависимость амплитуды давле­ния гидравлического импульса от изменения скорости движе­ния жидкости в жестких трубах определяется очень простой формулой:

(6.12)

где Δ Р — амплитуда давления, Па; Δ W— изменение скорости жидкости, м/с; К_о — коэффициент волнового сопротивления жидкости, Н·с/м³.

(6.13)

где р — плотность жидкости, кг/м³; Е — объемный модуль упругости жидкости, Н/м². Для упругого трубопровода:

(6.14)

где Е_Т — модуль упругости материала трубы, Н/м³; d — внут­ренний диаметр трубы, м; Δ d — толщина стенки трубы, м.

Амплитуда давления гидравлического импульса распростра­няется вдоль трубы со скоростью звука, м/с.

(6.15)

Рассмотрим процесс распространения гидравлического им­пульса в условиях, приближенных к работе гидроимпульсного на­соса (рис. 6.24). В открытом конце трубы 1 поддерживается посто­янное давление. Амплитуда давления Δ р исходного волнового импульса при его выходе через открытый конец трубы должна исчезнуть. Это значит, что в открытом конце трубы образуется отрицательный отраженный импульс давления с амплитудой -р, возвращающийся со скоростью звука к началу координат. Амп­литуда скорости этого импульса равна +Δ w. В интервале супер­позиции исходного и отраженного импульсов суммарная амп­литуда давления +Δ р + (-Δ Р) = 0, а суммарная амплитуда скоро­сти +Δ w + Δ w = 2Δ w. После выхода из трубы исходного импульса в ней наблюдается только отраженный отрицательный импульс давления с параметрами И (-Δ Р; +Δ w; -с), который в свою оче­редь отражается от неподвижного поршня без изменения амп­литуды давления и только после повторного отражения в откры­том конце трубы приобретает амплитуду давления исходного импульса. Описанный процесс можно записать так:

И_П(+Δ р; +Δ w; +c) → И(-Δ р; +Δ w; -с) → И(-Δ р; -Δ w; +c) →

→ И(+Δ р; -Δ w; -с) → И_П. (6.16)

Высокий КПД установки достигается при соблюдении до­полнительных условий. Первое из них — это постоянная ско­рость потока силовой жидкости в нагнетательной трубе, второе — своевременное переключение нагнетательного клапана.

В соответствии с принципом прямого превращения кинети­ческой и потенциальной упругой энергии силовой жидкости в полезную работу в УкргипроНИИнефти в 70-х годах XX века был разработан гидроимпульсный насос. Рабочая схема гидроимпульсного насоса основана на действии гидравлических тара­нов и работе упругих волн, а также требовании полной ликвида­ции ударных перегрузок НКТ. Отвечающая указанным требованиям схема гидроимпульсного насоса разработана и описа­на Э. Б. Чекалюком и И. Н. Поливко*.

Рис. 6.24. Схемы гидроимпульсной насосной установки:

а — общий вид установки; б — скважинного агрегата; в — управ­ления распределительным клапаном; г — эффективного привода распределительного клапана УГИН

 

Работа гидроимпульсного насоса основана на принципе пре­образования энергии упругих волн, индуцируемых в столбе жид­кости в рабочих трубках, в полезную работу, в частности преоб­разования энергии упругих волн силовой жидкости, возникаю­щих при гидравлических импульсах (изменение давления в по­токе жидкости в зависимости от скорости течения потока). При этом различают положительный гидравлический импульс, когда давление в трубопроводе повышается, и отрицательный, когда давление в трубопроводе падает. Подобные явления известны, глубоко изучены Н. Е. Жуковским, И. А. Чарным и другими учеными. Рабочий цикл гидроимпульсного насоса разделяется на два полупериода: зарядки, когда расходуется силовая жид­кость с постоянной скоростью, и разрядки, когда жидкость вса­сывается из скважины с той же скоростью.

Оптимальным условием работы гидроимпульсного насоса яв­ляется синхронизация частоты перемещения распределительного устройства и волновых процессов в рабочих трубках. В этом слу­чае подача установки зависит только от расхода силовой жидко­сти или от давления на силовом насосе, поскольку гидравличес­кие потери являются также функцией расхода. Гидравлические потери установки суммируются из потерь в рабочих узлах глубин­ного афегата и потерь в подводящем канале (трубопроводах, НКТ). Оптимальная синхронизация работы распределительного кла­пана и собственной частоты колебаний жидкости в рабочих труб­ках возможна, если перемещение распределительного клапана уп­равляется импульсами. Неустойчивость распределительного кла­пана 9 в крайних положениях возникает вследствие закрепления на нем шайбы 13. В любом крайнем положении клапана один из отводных каналов А для жидкости закрыт, и весь поток проходит через противоположный поток Б. В радиальной щели скорость потока возрастает, а давление снижается. С противоположной стороны шайбы жидкость находится в покое, поэтому там нет перепада давления. Длина рабочих трубок подбирается и рассчи­тывается так, чтобы продолжительность переключения составляла 1—3 % рабочего цикла. Этому способствует также уменьшение щели, снижение массы распределительного клапана с шайбой путем применения легких полимерных материалов. Рабочие труб­ки, поочередно соединяясь с нагнетательной трубой при помощи распределительного клапана, получают от силовой жидкости им­пульсную энергию, которая после отключения рабочих трубок от нагнетательной трубы превращается в полезную работу по подъе­му жидкости из скважины через нагнетательные клапаны.

Исследованиям рабочих характеристик гидроимпульсного насо­са были посвящены многие работы Э. Б. Чекалюка, И. Н. По­ливко, И. Н. Антоненко, С. Г. Просвирова и др.

Режимные параметры рабочего процесса гидроимпульсного насоса: высота подъема пластовой жидкости, подача скважин-ного насоса, подача силового насоса и давление на выкиде си­лового насоса, установленного.на устье скважины, — связаны не только между собой, но зависят от размеров установки — диаметра и длиной рабочих трубок, диаметра силового напорно­го трубопровода, диаметров кольцевого канала, длины лифто­вых труб и др. Режимные параметры УГИН связаны системой двух независимых уравнений — волновым уравнением Н. Е. Жу­ковского и уравнением Бернулли. Существует прямая зависи­мость между амплитудами скорости импульсной волны в рабо­чих трубках в процессе их зарядки и разрядки и импульсами давления, которые определяются по формуле Н. Е. Жуковского.

После перекрытия потока силовой жидкости в рабочих труб­ках возникает отрицательный импульс давления, т.е. импульс всасывания. Амплитуда скорости всасывания зависит от скачка давления в момент перекрытия потока силовой жидкости.

В табл. 6.7 приведены расчетные технических данные гидро­импульсного насоса для воды при подвеске на концентричных колоннах труб с соотношением диаметров 3: 2.

Относительно высокие КПД и подача гидроимпульсных ус­тановок, особенно на больших глубинах порядка 3000 м, свиде­тельствуют об их перспективности в нефтяной отрасли.

Результаты испытаний, проведенных в УкргипроНИИнефти и ИГГГИ АН УССР, подтверждают результаты теоретических исследований.*

Таблица 6.7

 

Высота подъе­ма жидкости Н, м	Давление Р, МПа	Минимальная подача УГИН, м3/сут при различной длине трубы, м
		0, 7 5, 7	3, 0

 

В ВолгоградНИПИнефть были проведены исследования рас­пределительного клапана гидроимпульсного насоса (ГИН). Эк­сперименты проводили на натурном образце распределительно­го клапана при различной суммарной площади сечений дрос­сельных отверстий и разных размерах хода клапана. Давление измеряли образцовыми манометрами на входе и выходе распре­делительного узла.

Технические характеристики гидроимпульсного насоса, раз­работанного в Волгограде ЗАО «ПАРМ-ГИНС», приведены ниже

Подача насоса, м³/сут…………………………………….20—150

Расход силовой жидкости, м³/сут..... ……………………..100—400

Маскимальное давление силовой жидкости, МПа……20

Амплитуда колебания давления, МПа…………………до 12

Частота генерируемых импульсов, Гц…………………..5—30

Максимальная глубина спуска насоса, м………………до 3000

Допустимая максимальная вязкость добываемой

жидкости, Па*с…………………………………………..0, 8

Наличие свободного газа на приеме насоса……………не ограничено

Температура добываемой жидкости, °С ………………..не более 140

Основные размеры, мм:

длина………………………………….………………5000—10000

диаметр.……………………………………..………..114

Пластовая жидкость, откачиваемая насосом, может содержать сероводорода не более 0, 01 г/л.

Отсутствие ограничения на наличие свободного газа на при­еме выгодно отличает ГНИ от штанговых или центробежных скважинных насосов. Еще одной особенностью ГИНа является амплитуда колебания импульсов давления (20—80 атм.) и часто­та их следования (5—30 ударов в секунду), которые позволяют предположить, что все загрязняющие материалы будут выноситься из призабойной зоны пласта. Таким образом происходит откач­ка жидкости из пласта при одновременном импульсном воздей­ствии на пористый коллектор.

Промысловые испытания гидроимпульсного насоса доказали его работоспособность и возможность откачивать жидкость с глу­бин до 2085 метров.

Помимо сказанного в предыдущих главах, в качестве выво­дов будет уместно указать те преимущества, которыми обладает гидроимпульсный насос по сравнению с существующими типа­ми насосов:

1)отсутствие в стволе скважины длинной механической свя­зи глубинного агрегата с наземным приводом (ШСНУ) или элек­трокабеля (УЭЦН);

2)возможность использования потоков рабочей жидкости не только для передачи энергии для привода забойного агрегата, но и для проведения многих технологических операций, например, пе­редачи к забою химических реагентов, тепла, растворителей и т.д.;

3)возможность осуществления наземного группового приво­да на кустах скважин, что позволяет увеличить технологические возможности.

К очевидным недостаткам можно отнести неотработанность конструкций гидроимпульсных насосных установок.

 

ТУРБОНАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ

 

Турбонасосные установки предназначены для добычи нефти из скважин средних и высоких дебитов и представляет собой сложный агрегат с лопастной турбиной и центробежным насо­сом (рис. 6.25).

Турбонасосный агрегат включает в себя лопастную турбину, вал которой соединен с валом центробежного насоса.

Рис. 6.25. Турбонасосная установка для добычи нефти

1 — система очистки и подготовки рабочей жидкости; 2 — силовой насос; 3 — устье­вая арматура; 4 — скважина; 5 — колонна труб; 6 — турбина; 7 — центробежный на­сос; 8 — пакер

 

Турбина приводится в действие при закачке в нее с поверхности рабочей жидкости. Цент­робежный насос отбирает из скважи­ны жидкость и нагнетает ее на поверх­ность. Рабочая жидкость, отработавшая в турбине, выходит в тот же канал, что и добытая жидкость, и в смеси с ней поднимается на поверхность. На по­верхности смесь разделяется, и добы­тая жидкость с нефтью идет в промыс­ловую сеть, а рабочая жидкость (в боль­шинстве случаев вода) поступает в по­верхностный насос и далее в скважину для привода погружной турбины.

Такие насосы предназначены для отбора больших количеств жидкости из скважин (400—500 м³/сут и более) с относительно малых глубин (в опыт­ных образцах 200—1000 м).

Преимущество такой насосной ус­тановки — возможность отбора боль­ших количеств жидкости из скважи­ны при достаточно высокой эффективности (КПД около 0, 3— 0, 25). При этом возможна эксплуатация наклонно-направлен­ных скважин. Установка может быть выполнена сбрасываемой в скважину при увеличенной частоте вращения вала. Это суще­ственно снижает объем ремонтных работ на скважине.

Однако недостатки этой установки пока не преодолены. Боль­шие объемы рабочей жидкости, закачиваемой в скважину, тре­буют обустройства ее каналами со значительными проходными сечениями. В скважинах с обсадными колоннами диаметром 146 и 168 мм это трудновыполнимо. На поверхности необходимо организовать очистку и подготовку больших количеств рабочей жидкости, что приводит к установке металлоемкого оборудова­ния, требует затрат на его обслуживание.

 

Фирма Weir Pumps (Великобритания) разработала несколько типоразмеров турбонасосов, рабочие параметры которых приве­дены ниже.

Подача, м³/сут...........................................до 3000

Мощность турбины, кВт........................ 50+750

Частота вращения вала, об./мин….......... 5000+15000

Диапазон рабочих температур, °С….до 200

Кроме того, существуют особые конструкции турбонасосов для работы при более высоких температурах.

Турбонасосы имеют следующие преимущества:

- отсутствие погружного электродвигателя и кабеля исключает все сложности выполнения спускоподъемных операций в скважинах со значительной кривизной ствола, позволяет использовать турбонасосы для подъема жидкостей с высокими температурами, в том числе из геотермальных скважин;

- незначительная габаритная длина скважинного агрегата по а сравнению с электроприводными центробежными насосами дает возможность применять его в скважинах с большой ин­тенсивностью набора кривизны, облегчает транспортные и монтажные, работы;

- отсутствие клапанов в скважинном насосном агрегате обуслов­ливает использование турбонасоса практически без ограничений по кривизне ствола скважин вплоть до горизонтальных;

- подшипники насоса и турбины гидростатического типа, что обеспечивает прочную и надежную работу опоры ротора агрегата; смазка подшипников выполняется предварительно очи­щенной и подготовленной жидкостью, что защищает подшип­ники от воздействия абразивных компонентов скважинной жидкости;

- гибкость регулирования рабочих характеристик, широкий ра­бочий диапазон плавного изменения подачи насоса;

- возможность применения скважинного турбонасосного агрегата сбрасываемого типа;

- неограниченность глубины спуска турбонасоса;

- в скважину могут вводиться различные химические реагенты, ингибиторы коррозии, деэмульгаторы и др.;

- можно применить различные методы глушения скважин пе­ред под­зем­ным ремонтом, в том числе при нахождении турбонасосного агрегата в скважине.

Для спуска турбонасосного агрегата в скважину используют­ся стандартные НКТ и оборудование, применяемые в нефтяной промышленности. Силовые поверхностные насосы выбираются из множества стандартных насосов компании Weir Pumps' таким образом, чтобы обеспечивать любой эксплуатационный режим скважинного турбонасосного агрегата. Как и скважинные на­сосные агрегаты, поверхностные силовые насосы разработаны и изготовляются с использованием новейших технологий. Эти на­сосы практически безотказны в работе на нефтяных промыслах, Наиболее часто применяются следующие типы поверхностных установок:

· силовой насос поверхностный с подачей рабочей жидкости до 56 м³/ч, дав­лением до 42, 7 МПа, предназначенный для обеспечения работы скважинных турбонасосов в одной или двух спаренных скважинах (турбонасосы используются на промыслах Forties компании British PetroLeum);

· силовой поверхностный насос с подачей рабочей жидко­сти до 110 м³/ч, давлением до 45, 7 МПа, для работы сква­жинных турбонасосов на групповых установках (турбонасосы используются на промыслах AUK компании SheLL);

· силовой поверхностный насос серии ОК с большой подачей рабочей жидкости до 3400 м³/сут, давлением до 40 МПа, применяемый не только для привода турбонасосов, но и для одновременного нагнетания жидкости в пласт (насосы
используются на нефтяных промыслах Северной Африки).

Параметры выпускаемых фирмой Weir Pumps турбин и насо­сов для эффективного подъема нефти из скважин диаметром 127...300 мм и глубиной до 2500 м приведены в табл. 6.8. Для изготовления узлов и деталей турбонасоса использованы материалы, обеспечивающие максимальную коррозионную из­носоустойчивость. Наружный корпус турбонасоса и рабочие ко­леса изготовлены из легированных сталей с высоким содержанием хрома. Рабочие элементы статора и ротора турбины, втул­ки и кольца, а также подшипники, изготовлены из стеллита (кобальтохромовольфрамовая сталь). Вал изготовляется из сплава К-монель К-500 с пределом текучести 1560, 8...1120 МПа.

Таблица 6.8

Марка	Диаметр, мм	Максимальное число рабочих ступеней	Длина, мм	Масса, кг
Турбины
ТЗО				32, 2
Т42				69, 5
Т55
Т68
Т82
Насоса
ТРР100
ТРР135
ТРР145
ТРР145				61, 6
ТРР190
ТРР220
ТРР270

 

В отличие от скважинных электроприводных центробежных насосов с постоянной частотой вращения вала частоту враще­ния и подачу турбонасосных агрегатов можно варьировать в за­висимости от эксплуатационных характеристик скважины и пла­ста. Это достигается изменением подачи жидкости силового по­верхностного насоса. Для глубоких скважин при использовании турбонасосов характерно высокое давление, а для скважин с малыми глубинами спуска — более низкие давления и большие подачи. По специальным таблицам и диаграммам можно подо­брать необходимые параметры и типоразмеры турбонасосов и поверхностных силовых насосов исходя из эксплуатационных условий.

Спуск — подъем скважинного агрегата может выполняться либо на насосно-компрессорных трубах, либо на канате, либо свободным сбрасыванием в сочетании с гидроприводом. Подвод рабочей жидкости может осуществляться как по НКТ (прямая схема), так и по кольцевому межтрубному пространству (обрат­ная схема). Жидкость может поступать в скважину из системы поддержания пластового давления.

К недостаткам этой системы следует отнести необходимость очистки, дегазации и подготовки большого количества жидко­сти, что приводит к увеличению металлоемкости поверхностно­го оборудования и соответственно к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат на обслуживание.

Необходимо также отметить перспективность этого вида обо­рудования на морских промысловых платформах и в труднодос­тупных районах.

В последние десятилетия фирмой Kobe создавались турбонасосные агрегаты свободно сбрасываемого типа, которые подоб­но гидропоршневым насосным агрегатам можно спускать или поднимать из скважины с помощью жидкости. Наземное обору­дование турбонасосной установки аналогично наземной части гид­ропоршневых и струйных установок фирмы Kobe. Турбонасосы фирмы Kobe с аксиальными рабочими ступенями насосов и тур­бин рассчитаны на частоты вращения вала 10000—65000 мин^-1 и перепады давления рабочей жидкости в турбинах до 28 МПа, что обусловливает их повышенную чувствительность к мехпримесям в жидкости.

В установках фирмы Kobe система подготовки рабочей жид­кости для привода турбины и смазки (тонкая очистка) двухсту­пенчатая. Первая стадия очистки реализуется на поверхности, вторая — в глубинном агрегате, в специальном центробежном устройстве тонкой очистки. Из него чистая жидкость распре­деляется для смазки всех подшипников турбины и насоса. Упор­ный подшипник размещен между турбиной и насосом. К двум сторонам его через диафрагмы под высоким давлением подво­дится смазывающая жидкость, что обеспечивает осевое усилие, эффективно противодействующее неуравновешенным осевым нагрузкам в турбомашине.

Конструктивно каналы для смазочной жидкости выполнены в виде продольных прорезей в соответствующих кожухах агрегата, корпус которого состоит из коротких секций, соединенных муфтой. В корпусе размещены центрирующие секции турбины и насоса. Максимальный КПД агрегата диаметром 59 мм не­сколько выше 0, 5. С увеличением перепада давления в турбине область режимов работы с высоким КПД существенно расши­ряется. Увеличить напор насоса можно снижением подачи или изменением перепада давления в турбине. Последнее позволяет также сократить расход рабочей жидкости, затраты на ее подго­товку и гидравлические потери в системе, т.е. повысить эффек­тивность в целом. Максимальная расчетная подача турбонасо­са диаметром 59 мм составляет 800 м³/сут, диаметром 73 мм — 1600 м³/сут, диаметром 100 мм — 4000 м³/сут. Длительные про­мысловые испытания турбонасосных агрегатов фирмы Kobe ди­аметром 59 мм подтвердили принципиальную работоспособность скважинного оборудования.

⇐ Предыдущая78910111213141516Следующая ⇒

Поделиться: