А. В. Елин, канд техн наук, научн сотр.; И. П. Каплун, асп
| Вид материала | Документы |
СодержаниеИз заявленного в каталоге [11] общего диапазона экономичности ПЭД, составляющего 81-87 %, принято значение КПД ПЭД, равное 81 Продолжение таблицы 2. |
- Гост 17623-87, 138.94kb.
- Надійності та безпеки в будівництві, 692.13kb.
- Гост 5382-91, 1729.88kb.
- Д. М. Лаковский (руководитель темы); И. В. Колечицкая; С. А. Резник, канд техн наук;, 203.82kb.
- Гост 14637-89: Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества Технические, 310.23kb.
- Государственный стандарт союза сср здания и сооружения Методы измерения яркости, 278.78kb.
- Гост 26824-86, 248.28kb.
- Строительные нормы и правила отопление, вентиляция и кондиционирование, 2477.63kb.
- Строительные нормы и правила отопление, вентиляция и кондиционирование сниП 04. 05-91*, 1856.14kb.
- Б. В. Баркалов ), Государственным проектным конструкторским и научно-исследовательским, 2674.7kb.
УДК 621.65
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ МАЛОГАБАРИТНЫХ МНОГОСТУПЕНЧАТЫХ ОСЕВЫХ НАСОСОВ В СОСТАВЕ ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫХ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСНЫХ УСТАНОВОК
А.В. Елин, канд.техн.наук, научн. сотр.; И.П. Каплун, асп.
СумГУ
Погружные центробежные насосы для добычи нефти (ЭЦН) являются составной частью установок погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) [1]. Несмотря на постепенно возрастающую конкуренцию со стороны погружных одновинтовых насосов объемного типа [2] УЭЦН как представители класса гидродинамических машин были [3], есть [4] и прослеживаются все тенденции к тому, что еще долгое время будут оставаться в мире одним из основных средств механизированной добычи нефти и жидкости из скважин. Многолетний опыт эксплуатации свидетельствует, что при средних и больших отборах пластовой жидкости (100-150 м3/сут) УЭЦН – наиболее экономичный и наименее трудоемкий по обслуживанию вид оборудования для добычи нефти по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости другими типами насосов [3]. Прямым свидетельством этому можно считать тот факт, что темпы использования УЭЦН в нефтедобывающей промышленности неуклонно растут. Так, в начале 80-х годов прошлого века с их помощью в СССР добывалось более 35 % всей нефти страны и более половины жидкости [5]. В 1995 году в странах СНГ УЭЦН эксплуатировались в более чем 47000 нефтяных скважинах, подымая на поверхность в сумме половину всей нефти и более 60 % жидкости [6]. По данным на 2003 год с использованием ЭЦН в Российской Федерации добывается более 70 % всей нефти [7]. Поскольку на Украине нефтяные запасы значительно скромнее, то и количество эксплуатируемых УЭЦН здесь также существенно меньше. По данным на октябрь 2000 года, за НГДУ «Черниговнефтегаз» АО «Укрнафта» числилась 801 установка УЭЦН, с помощью которых разрабатывались 232 скважины [8]. Еще меньше УЭЦН использовалось в остальных НГДУ АО «Укрнафта»: «Ахтырканефтегаз» - в 28 скважинах, «Полтаванефтегаз» - в 21, «Долинанефтегаз» - в 9, «Бориславнефтегаз» - в 4 [6]. Однако в условиях отсутствия на Украине собственного производства насосов типа ЭЦН даже имеющийся парк из порядка 1000 единиц данного вида насосного оборудования требует к себе повышенного внимания.
Увеличение суммарной мощности всех используемых УЭЦН заставляет их проектировщиков и производителей постоянно искать пути повышения эффективности установок и, в частности, насосов. Результаты анализа эксплуатации УЭЦН на нефтепромыслах за последние годы свидетельствуют о существовании стойкой потребности нефтяников в высокопроизводительных насосах рассматриваемого типа. В первую очередь это касается ЭЦН, традиционно используемых для подъема коррозионно-активной пластовой воды из вододобывающих скважин для питания систем поддержания пластового давления (ППД) в нефтяных скважинах. Недостатки широко используемых в настоящее время в странах СНГ для этих целей погружных насосных установок на базе УЭЦН 5А-500 подробно освещены в исследовании [8]. Второе перспективное направление использования высокопроизводительных УЭЦН возникло сравнительно недавно и связано с тем, что в последние годы многие нефтяные компании в Российской Федерации это в первую очередь «Юкос», «Сибнефть» и «Лукойл» осуществляют интенсификацию добычи нефти с применением новейших методов воздействия на пласт [9]. В число таких методов входит и перевод нефтяных скважин на эксплуатацию более производительным насосом.
В работе [8] даны исходные предпосылки, иллюстрирующие целесообразность и подтверждающие принципиальную возможность создания типоразмерных рядов высокопроизводительных погружных скважинных насосов гидродинамического типа на базе высокотехнологичной малогабаритной осевой ступени, состоящей из рабочего колеса в виде шнека постоянного шага и статорного аппарата с упрощенной формой лопаточной системы. В публикации [10] изложено научное и практическое обоснование исходных принципов, на основании которых планируется создание типоразмерных рядов погружных многоступенчатых осевых насосов для скважин малого диаметра, определены их ориентировочные границы по напору и подаче, а также указаны направления, по которым возможно совершенствование существующей базовой конструкции шнековой ступени.
Ввиду вышеизложенного следующим этапом на пути создания указанных типоразмерных рядов является построение для выбранных размерных групп установок по полученным в работе [10] соотношениям прогнозируемых линий оптимальной мощности малогабаритных многоступенчатых осевых насосов в составе высокопроизводительных погружных электронасосных установок с последующим определением на их основе практически необходимого диапазона, а также конкретных значений коэффициентов быстроходности модельных шнековых ступеней, которые планируется использовать при построении рядов. Решению этой задачи и посвящена данная статья.
При построении прогнозируемых линий оптимальной мощности (рис. 1-3), состоящих из точек в координатах "напор-подача", соответствующих совпадению потребляемой насосом мощности и номинальной мощности привода [10], использовались данные, полученные в результате обзора каталогов [11-14] ведущих компаний-производителей погружных электродвигателей (ПЭД) для комплектации УЭЦН (табл.1-3). При этом предпочтение, в первую очередь, отдавалось ПЭД с меньшими осевыми габаритами, поскольку уровень экономичности ПЭД различных марок примерно одинаковый. Вертикальной пунктирной линией на рис.1-3 отмечены максимальные значения подачи на режиме максимального КПД для ЭЦН соответствующего типоразмера, которые в настоящее время производятся в странах СНГ [10,15]. Отрезки линий оптимальной мощности, расположенные правее указанной линии, находятся в области подач малогабаритных многоступенчатых осевых насосов, которые в УЭЦН не достижимы [10]. Участки линий оптимальной мощности, расположенные левее вертикальной пунктирной линии, лежат в области прогнозируемых подач создаваемых высокорасходных погружных насосов, о которой можно говорить как о конкурентной между ними и уже существующими ЭЦН. Как видно из рис.1-3, по количеству ступеней и суммарной осевой длине их сборки разрабатываемые насосы близки к насосам типа ЭЦН, количество ступеней в которых может превышать 900 [16], а длина - может доходить до 20 м [10].
Выражение для определения коэффициента быстроходности шнековой ступени, имеющей максимальный напор при КПД не менее 60%, можно записать как
, (1)где
= 2910 об/мин - частота вращения вала ПЭД [11-14];
- подача насоса, м3/сут;
- максимальный напор шнековой ступени со статорным аппаратом, имеющим лопаточную решетку прямых пластин, при экономичности не менее 60%. Здесь индекс
- обозначение типоразмера (
).Значения
для типоразмеров 5, 5А и 6, вычисленные по выражению, приведенному в публикации [10], составили: 
=2,65 м, 
=3,50 м,
=4,35 м.
Таблица 1 - Технико-экономические показатели лучших из серийных ПЭД для погружных УЭЦН габарита 5 ведущих в СНГ компаний-производителей
| Номер на рис.1 | Марка ПЭД | Компания-производитель | Мощность ПЭД, кВт | КПД ПЭД, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ПЭДУ 12-103РВ | ОАО "Привод" | 12 | 79,5 |
| 2 | РППЭД-Я-4068-16кВт-103 | АЛМАЗ | 16 | 81,0 |
| 3 | ПЭДУ 20-103РВ | ОАО "Привод" | 20 | 80,5 |
| 4 | РППЭД-Я-5073-22кВт-103 | АЛМАЗ | 22 | 81,0 |
| 5 | ПЭДУ 25-103РВ | ОАО "Привод" | 25 | 80,5 |
| 6 | РППЭД-Я-6073-28кВт-103 | АЛМАЗ | 28 | 81,0 |
| 7 | ПЭДУ 30-103РВ | ОАО "Привод" | 30 | 80,5 |
| 8 | ПЭДУ 32-103РВ | ОАО "Привод" | 32 | 80,5 |
| 9 | РППЭД-Я-7073-36кВт-103 | АЛМАЗ | 36 | 81,0 |
| 10 | ЭДБ38-103В5 | ОАО "Борец" | 38 | 81,0 |
| 11 | РППЭД-Я-8073-40кВт-103 | АЛМАЗ | 40 | 81,0 |
| 12 | РППЭД-Я-9073-45кВт-103 | АЛМАЗ | 45 | 81,0 |
| 13 | РППЭД-Я-10073-50кВт-103 | АЛМАЗ | 50 | 81,0 |
| 14 | РППЭД-Я-11073-56кВт-103 | АЛМАЗ | 56 | 81,0 |
| 15 | РППЭД-Я-12073-60кВт-103 | АЛМАЗ | 60 | 81,0 |
| 16 | РППЭД-Я-13073-63кВт-103 | АЛМАЗ | 63 | 81,0 |
| 17 | РППЭД-Я-14073-70кВт-103 | АЛМАЗ | 70 | 81,0 |
| 18 | РППЭД-Я-15073-75кВт-103 | АЛМАЗ | 75 | 81,0 |
| 19 | РППЭД-Я-18072-80кВт-103 | АЛМАЗ | 80 | 81,0 |
| 20 | РППЭД-Я-20072-90кВт-103 | АЛМАЗ | 90 | 81,0 |
| 21 | РППЭД-Я-22072-100кВт-103 | АЛМАЗ | 100 | 81,0 |
| 22 | РППЭД-Я-24072-110кВт-103 | АЛМАЗ | 110 | 81,0 |
| 23 | РППЭД-Я-26072-120кВт-103 | АЛМАЗ | 120 | 81,0 |
| 24 | РППЭД-Я-28072-130кВт-103 | АЛМАЗ | 130 | 81,0 |
| 25 | РППЭД-Я-30072-140кВт-103 | АЛМАЗ | 140 | 81,0 |
| Из заявленного в каталоге [11] общего диапазона экономичности ПЭД, составляющего 81-87 %, принято значение КПД ПЭД, равное 81% | ||||
Таблица 2 - Технико-экономические показатели лучших из серийных ПЭД для погружных УЭЦН габарита 5А ведущих в СНГ компаний-производителей
| номер на рис.2 | Марка ПЭД | Компания-производитель | Мощность ПЭД, кВт | КПД ПЭД, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ЭДБ8-117В5 | ОАО "Борец" | 8 | 81,0 |
| 2 | ЭДБ12-117В5 | ОАО "Борец" | 12 | 84,0 |
| 3 | ЭДБ16-117В5 | ОАО "Борец" | 16 | 84,5 |
| 4 | ЭДБ20-117В5 | ОАО "Борец" | 20 | 84,5 |
| 5 | РППЭД-Я-4063-22кВт-117 | АЛМАЗ | 22 | 81,0 |
| 6 | ЭДБ24-117В5 | ОАО "Борец" | 24 | 84,5 |
| 7 | РППЭД-Я-5063-28кВт-117 | АЛМАЗ | 28 | 81,0 |
| 8 | ЭДБ32-117В5 | ОАО "Борец" | 32 | 84,5 |
| 9 | РППЭД-Я-6066-35кВт-117 | АЛМАЗ | 35 | 81,0 |
| 10 | РППЭД-Я-7063-40кВт-117 | АЛМАЗ | 40 | 81,0 |
| 11 | РППЭД-Я-8063-45кВт-117 | АЛМАЗ | 45 | 81,0 |
| 12 | РППЭД-Я-8074-50кВт-1117 | АЛМАЗ | 50 | 81,0 |
| 13 | ПЭДУ52-117РВ | ОАО "Привод" | 52 | 84,5 |
| 14 | ЭДБ56-117В5 | ОАО "Борец" | 56 | 84,5 |
| 15 | РППЭД-Я-8082-60кВт-117 | АЛМАЗ | 60 | 81,0 |
| 16 | ЭДБ63-117РВ | ОАО "Борец" | 63 | 81,0 |
| 17 | РППЭД-Я-9082-70кВт-117 | АЛМАЗ | 70 | 81,0 |
| 18 | РППЭД-Я-10082-75кВт-117 | АЛМАЗ | 75 | 81,0 |
| 19 | ЭДБ80-117В5 | ОАО "Борец" | 80 | 84,0 |
| 20 | РППЭД-Я-12082-90кВт-117 | АЛМАЗ | 90 | 81,0 |
| 21 | РППЭД-Я-13082-100кВт-117 | АЛМАЗ | 100 | 81,0 |
| 22 | РППЭД-Я-14082-110кВт-117 | АЛМАЗ | 110 | 81,0 |
| 23 | РППЭД-Я-15082-115кВт-117 | АЛМАЗ | 115 | 81,0 |
| 24 | РППЭДС-Я-20071-120кВт-117 | АЛМАЗ | 120 | 81,0 |
| 25 | РППЭД-Я-16082-125кВт-117 | АЛМАЗ | 125 | 81,0 |
| 26 | РППЭДС-Я-22071-135кВт-117 | АЛМАЗ | 135 | 81,0 |
| 27 | РППЭД-Я-16093-140кВт-117 | АЛМАЗ | 140 | 81,0 |
Продолжение таблицы 2.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 28 | РППЭДС-Я-24071-145кВт-117 | АЛМАЗ | 145 | 81,0 |
| 29 | РППЭД-Я-17093-150кВт-117 | АЛМАЗ | 150 | 81,0 |
| 30 | РППЭД-Я-18093-160кВт-117 | АЛМАЗ | 160 | 81,0 |
| 31 | РППЭД-Я-19093-170кВт-117 | АЛМАЗ | 170 | 81,0 |
| 32 | РППЭД-Я-20073-175кВт-117 | АЛМАЗ | 175 | 81,0 |
| 33 | ПЭДС180-117 | ОАО "Борец" | 180 | 81,0 |
| 34 | РППЭД-Я-21093-185кВт-117 | АЛМАЗ | 185 | 81,0 |
| 35 | РППЭД-Я-22093-195кВт-117 | АЛМАЗ | 195 | 81,0 |
Кривые зависимости (1), построенные в виде функции
для шнековых ступеней типоразмеров 5, 5А и 6 представлены на рис.1-3 соответственно. Анализ рис.1-3 свидетельствует о том, что диапазона 
=200-500 с шагом 
=50 (
=200, 
=250, 
=300, 
=350, 
=400, 
=450, 
=500) будет вполне достаточно, чтобы создать высокопроизводительные погружные насосы, потребляющие на режимах максимальной экономичности мощность, близкую с необходимой на практике точностью к номинальной мощности лучших из существующих серийных ПЭД.Таблица 3 - Технико-экономические показатели лучших из серийных ПЭД для погружных УЭЦН габарита 6 ведущих в СНГ компаний-производителей
| номер на рис.3 | Марка ПЭД | Компания-производитель | Мощность ПЭД, кВт | КПД ПЭД, % |
| 1 | ПЭДУ90-123В5 | ХЭМЗ-IPEC | 90 | 85,0 |
| 2 | ПЭДУС125-123В5 | ХЭМЗ-IPEC | 125 | 84,5 |
| 3 | ПЭДУC180-123В5 | ХЭМЗ-IPEC | 180 | 84,5 |
| 4 | ПЭДУС250-123В5 | ХЭМЗ-IPEC | 250 | 85,0 |
ВЫВОДЫ
- Погружные центробежные электронасосные установки как в мировой, так и в национальной перспективе остаются одним из основных средств механизированной добычи нефти и жидкости из скважин.
- Нефтедобывающая отрасль стран СНГ и, в частности, Украины, имеет потребность в высокопроизводительных погружных электронасосных установках для эксплуатации скважин с внутренним диаметром менее 150 мм. Первым возможным направлением их использования является применение в вододобывающих скважинах для подъема воды в систему ППД в нефтяных скважинах, вторым – подъем больших объемов нефти из нефтяных скважин на начальных этапах их освоения при интенсивном методе добычи.
- Построенные сводные графики прогнозируемых линий оптимальной мощности многоступенчатых осевых насосов размерных групп установок 5, 5А и 6 позволяют качественно и в первом приближении количественно оценить целесообразность и перспективность их создания.
- Установлены продиктованные практической необходимостью значения коэффициентов быстроходности, на которые планируется создание модельных рабочих органов многоступенчатых осевых насосов с последующим построением на их основе типоразмерных рядов высокопроизводительных погружных электронасосных установок для скважин малого диаметра.
SUMMARY
The article predicts the lines of optimal power of multi-stage submersible axial-flow pumps being created for the boreholes of small diameter. Besides, the author states the values of specific speed factors to design the model working components of these pumps.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Бойко В.С., Кондрат Р.М., Яремійчук Р.С. Довідник з нафтогазової справи. – Львів, 1996. – 620 с.
- Антоненко С.С., Руденко А.А. Перспективы развития насосного оборудования в нефтеперерабатывающем комплексе Украины // Тезисы научн.-техн. конф. преп., сотр., асп. и студ. СумГУ. – Сумы: «Ризоцентр» СумГУ, 2002. – С. 144.
- Казак Л.С., Росин И.И., Чичеров Л.Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. – М.: Недра, 1973. – 232 с.
- Джеймс Ф. Ли, Геральд У. Уинклер. Новые разработки в механизированной добыче // Нефтегазовые технологии. – 2001. - №4. – С. 50 – 65.
- Гнатченко В.В. Пути улучшения использования фонда скважин // Нефтяное хозяйство. – 1982. - №6. – С. 6 – 9.
- Замиховский Л.М., Калявин В.П. Техническая диагностика погружных электроустановок для добычи нефти. – Снятын: Прут Принт, 1999. –233 с.
- Агеев Ш.Р., Карелина Н.С., Белявская М.И., Дружинин Е.Ю. Особенности конструкции, расчета и проектирования центробежных ступеней скважинных насосов для добычи нефти // Труды Междунар. научн.-техн. конф. «Современное состояние и перспективы развития гидромашиностроения в 21 веке». - СПб.: Нестор, 2003. – С. 60 - 70.
- Елин А.В. Шнековые многоступенчатые насосы: методика расчета, показатели качества. Дис... канд. техн. наук: 05.05.17. – Сумы, 2002. – 230 с.
- Все, что нужно было доказывать, мы доказали на примере «Юкоса». Интервью с М. Ходаровским // Нефтегазовая вертикаль. – 2002. - №16. – С. 6-8.
- Евтушенко А.А., Елин А.В., Каплун И.П. Разработка типоразмерных рядов погружных скважинных шнековых насосов // Сб. научн. тр. Междунар. научн.-техн. конф. “Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования”. – Харков: ИПМаш НАН Украини, 2003. - С. 534 – 538.
- Производство и ремонт электропогружного оборудования. Полное сервисное обслуживание УЭЦН / АЛМАЗ. - Радужный, Тюменская обл. -2003. - 17 с.
- Номенклатурный каталог / ОАО "Привод".- Лысьва, Пермская. обл.- 2003. - 92 с.
- Нефтепромысловое оборудование / ОАО "Борец". - М. - 2002. - 23 с.
- Технические условия на электродвигатели асинхронные погружные ПЭД с преобразователем давления и температуры ТМС-3: ТУ16-652.031-87 / Миннефтепром, СКБПЭ ВНПО "Потенциал". – Харьков, 1987. - 61 с.
- Установки погружных центробежных насосов / АЛНАС. – Альметьевск. - 2002. – 28 с.
- Electrical submergible pumps and equipment / CENTRILIFT. – 1997. - 125 pp.
«Вісник СумДУ», №13(59), 2003