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; ΔW— 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; Δd — 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 Δр 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 +Δw. В интервале супер­позиции исходного и отраженного импульсов суммарная амп­литуда давления +Δр + (-ΔР) = 0, а суммарная амплитуда скоро­сти +Δw + Δw = 2Δw. После выхода из трубы исходного импульса в ней наблюдается только отраженный отрицательный импульс давления с параметрами И (-ΔР; +Δw; -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(+Δр;+Δw; + c) → И(-Δр; +Δw; -с) → И(-Δр; -Δw; +c) →

→ И(+ Δр; -Δw; -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, м^3/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.