Эксплуатация механизированного фонда скважин при наличии в перекачиваемом флюиде свободного газа, как правило, сопровождается существенным снижением эффективности эксплуатации скважинных установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН). На основе фотографий скоростной съемки газожидкостного течения в межлопаточных каналах УЭЦН проведен анализ изменения структуры смеси в зависимости от подачи насоса и объемного содержания свободного газа. Установлено, что при подачах УЭЦН с объемным содержанием газа, превышающим 0,05, в проточных каналах рабочего колеса центробежного насоса начинают образовываться застойные зоны, которые состоят из пузырьков газа («переходный» режим течения смеси). При дальнейшем увеличении объемного содержания газа застойные зоны преобразуются в устойчивые газовые каверны, заполняющие все проходное сечение рабочего колеса (режим течения с «устойчивой газовой каверной»). Такие режимы течения газожидкостной смеси способствуют росту потерь давления на трение и, как следствие, деградации расходно-напорной характеристики насоса.
С использованием уравнения баланса сил, действующих на пузырек газа в межлопаточном канале центробежного рабочего колеса, получена механистическая корреляция для расчета границ перехода газожидкостных структур от одного режима течения к другому. Определены условия, вызывающие изменение структуры газожидкостной смеси в межлопаточных каналах рабочего колеса УЭЦН. На основе сопоставления расчетных и экспериментальных данных на границе перехода газожидкостных структур к «переходному» режиму и от «переходного» к режиму с «устойчивой газовой каверной выполнена верификация полученной механистической корреляции. Показана удовлетворительная сходимость результатов, достаточная для осуществления инженерных расчетов.
Список литературы
1. Duran J., Prado E. M. ESP Stages Air-Water Two-Phase Performance – Modeling and Experimental Data // SPE-87627. – 2003.
2. Волков М.Г., Михайлов В.Г., Петров П.В. Анализ режимов течения в проточных каналах кавернообразующего колеса центробежного газосепаратора // Вестник УГАТУ. – 2012. – Т. 16. – № 1 (46). – С. 38–50.
3. San D. Modeling Gas-Liquid Head Performance of Electrical Submersible Pumps. – Tulsa, Oklahoma: The University of Tulsa, 2003.
4. Beltur R. Experimental Investigation of Performance of Electrical Submersible Pumps in Two-Phase Flow Condition: MS Thesis. – Tulsa: The University of Tulsa, 2003.
