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井下气液混输泵试验台架设计及试验 总被引:3,自引:2,他引:1
为了对新研制的井下螺旋轴流式气液混输泵样机进行试验研究,建立了1套气液混输泵试验台架。整个试验台架由泵级部分、吸入部分、排出部分和数据采集部分组成。在给出试验样机基本结构和试验原理的基础上,阐述了样机的试验方法和步骤,通过试验得出样机在设计转速下输送纯水和含气体积分数为40%气液混输工况下的外特性曲线。前期的试验研究验证了新建立的井下气液混输泵试验台架和研制的井下螺旋轴流式气液混输泵样机均满足设计要求,同时也为下一步完善设计和今后样机的试验研究提供了依据。 相似文献
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通过数值模拟与性能试验,检验了新一代叶片式混输泵原理机的性能。采用Fluent软件,选用RNGκ-ε湍流模型进行数值模拟,计算得到了混输泵原理机在不同试验工况下5级增压单元的增压以及内流场特性。数值模拟结果表明,含气体积分数小于25%时,混输泵在设计工况增压满足设计要求;在各种含气体积分数条件下,气液分离现象较少,验证了原理机设计方法可行。同时,在不同含气体积分数工况下进行了混输泵外特性试验,分析了含气体积分数对混输泵性能的影响。试验结果表明,混输泵原理机在各种工况下运行平稳,外特性达到了设计要求,从而证明了混输泵设计方法的正确性。 相似文献
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对研制的多相泵样机做了相似设计,并对相似设计结果进行优化,以便开发出拥有更高性能参数的新一代螺旋轴流式多相泵。对第3代叶片式多相泵在转速3900、4200、4500r/min下做了现场试验,对试验结果进行了讨论,验证第3代多相泵在纯水和气液混输工况下的相似性能。结果认为,在设计转速周围,不同转速下纯水工况无量纲化扬程系数-流量系数曲线基本重合,多相泵基本满足相似设计;在多相混输工况下,含气体积分数从0~90%变化过程中,不同转速下扬程系数-流量系数曲线基本重合,第3代螺旋轴流式多相泵在气液混输工况下满足相似性能。 相似文献
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在油气输送过程中,由于混输泵入口缺乏缓冲调节装置导致泵入口含气体积分数波动幅度大,从而影响泵的工作性能。鉴于此,设计了一种新型水下气液混合器。该气液混合器将混输泵入口来液先进行气液分离,然后再混合。采用数值模拟与试验相结合的方法研究气液混合器内部流动特性。模拟结果表明:混合腔内能够形成明显的低压,对罐体内部分离的气体产生强烈的抽吸作用,同时其混合腔及扩散段内产生强烈湍流促进气液进一步混合。试验结果表明:安装气液混合器后,在不稳定含气率工况下能够减小约20%的波动幅度,混输泵增压能力提高17%左右,泵效提高约10%。研究结果可为气液混合器的相关研究提供参考。 相似文献
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多相混输泵的数值模拟及与实验结果对比 总被引:4,自引:2,他引:2
采用数值分析方法对多相混输泵的内部流场及相应的运行特性进行了全面研究,建立了较为完善的计算流体动力学分析模型。计算过程采用非结构化网格,在三维时均N-S方程的基础上,应用标准κ-ε方程对混输泵内部三维湍流流动进行了数值模拟。利用数值模拟的结果分析了气液两相在泵内的流动状况,并对模拟结果和实验结果进行了对比。在设计工况时,数值计算得到的外特性与实验值吻合。远离设计工况时,预测的准确性下降,尤其在小流量工况下差别较大,原因是计算过程中残差出现振荡,很难达到收敛精度要求。 相似文献
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在海上油气田中,泵用来输送原油等介质,当介质的粘度较大时,一般选用双螺杆泵。双螺杆泵还可用于气液混输、固液混输,具有流量平稳、压力脉动小、效率高的特点,在海洋平台中得到了广泛应用。 相似文献
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套管放气井环空流动与电泵井合理沉没度计算方法 总被引:3,自引:1,他引:2
在套管放气状态下,环空中液体相处于停滞状态,液相和油套管之间不存在相对滑动,受油套管粗糙度影响的雷诺数失去原有的意义,不能直接应用石油工业中常用的多相流计算方法。针对国内电泵井高含气和套管需要定压放气的生产特征,对套管定压放气井油套环空多相流动的特征进行了探讨。以泰勒气泡在黏滞流体中的上升流速作为主要依据,建立了不同油黏度下套管环空放气流动的截面含气率和压降计算模型,并提出了不同黏度、不同气油比的套管定压放气井环空流动计算及套管压力分布的多相流模型,该模型主要适用于泡流和段塞流。在此基础上,将入泵流体截面含气率10%作为判据,提出了套管环空放气电泵井沉没度设计模型,并将该模型应用于国内油田不同类型油井40口,检测结果合理。 相似文献
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套管泵由压力检测装置、减速装置和密封皮碗等组成。将泵投入油井套管中,靠泵自重下落,由减速装置调节下落速度。当泵落入液面以下预定深度后,由于井内压力增加推动活塞上行关闭阀门,在泵上、下压差作用下将泵和泵上液柱举升到井口。应用套管泵时,应计算确定泵的最大举升液柱高度、实际举升液柱高度、活塞行程和流道阻力。通过控制活塞行程及泵内流道阻力,从而控制泵举升液柱的高度和泵的运行速度,取得理想的举升效果。 相似文献
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页岩气井水平段采用?139.7 mm套管完井,受地层构造影响,部分气井B、A靶点垂深差大,呈现下倾型特征,水平段携液能力差,随地层能量衰竭,积液易堆积在油管鞋以下水平段,造成气井水淹,采用气举、柱塞、泡排等工艺难以复产。在原有生产管柱内,优选更小尺寸的连续油管下至水平段,增大气体流速,提高气井携液能力,同时可实现小直径管+气举+泡排复合排水采气,排出水平段积液。研究表明,?50.8 mm连续油管适用于水气比小于 1.5 m3/104 m3气井,?38.1 mm连续油管适用于水气比小于1 m3/104 m3的气井。现场应用表明,下倾型水平段积液气井下入连续油管至水平段中部后,油套压变化稳定,气井连续携液气量降低,井筒内气液分布均匀,滑脱损失降低。连续油管排水采气工艺能够有效解决下倾型页岩气水平段积液问题,实现页岩气井低产阶段连续稳定生产。 相似文献
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用单流阀回收套管气探讨 总被引:1,自引:0,他引:1
将单流阀连接于出油管线和套管环形空间出口之间,以便回收套管气。用该方法后,井口平均套压会发生变化。文中分析了套压变化对泵效的影响。最后给出了实例,其中通过电算分析了五个沉没度、三个生产气油比下井口套压对泵效的影响(分析泵效时,只考虑了气体、冲程损失及漏失的影响),从而得出了可用单流阀回收套管气,且可获得可观数量的天然气以及可确定最大泵效下沉没度及下泵深度的结论。 相似文献
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体积压裂过程中井屏障完整性失效问题突出。基于页岩气井体积压裂技术特点和MIT24臂井径测井数据,分析了页岩气井压裂过程井屏障系统及其失效模式。根据水力学原理,体积压裂砂堵、停泵瞬间过程井筒内流体流速突变产生水锤效应,水锤压力在井筒内以斯通利波形式沿固?液界面传播。综合考虑水锤压力及流体压缩力因素影响,建立了水锤效应发生过程井筒流体最大波动压力计算模型;分析了压裂砂堵停泵瞬间水锤效应引起的井筒流体压力变化特征及其对套管安全强度系数的影响。研究表明:体积压裂砂堵停泵过程最大水锤压力达31.88 MPa;考虑水锤效应影响,套管的抗挤强度系数降低至0.95。综合考虑页岩气地层滑移错动、套管低温收缩导致抗挤能力降低等情况,体积压裂过程在不均匀外挤载荷影响下足以导致套管发生局部损坏。基于以上研究结果,提出井筒流体压力波动的施工对策,对基于体积压裂完井方式的页岩气井屏障完整性管理具有指导意义。 相似文献
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用于输送含砂钻井液的DWSB—150砂泵,采用闭式叶轮和梯形断面蜗壳,叶轮与蜗壳隔舌间隙为14mm。新型微调机构可以随时调整泵的间隙,弥补加工和安装的累积误差。轴端采用动力密封结构,最大密封压力373.63kPa。泵轴悬臂短,刚性好,适用于恶劣的钻井工况。 相似文献