Исследование особенностей откачки из скважин высоковязких сред и газожидкостных смесей шнековым насосом тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Каханкин Виктор Анатольевич

• Каханкин Виктор Анатольевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Каханкин Виктор Анатольевич

Введение

1. Особенности работы погружных скважинных насосов при добыче многокомпонентной пластовой продукции в осложненных скважинных условиях

1.1. Влияния свободного газа на характеристики погружных насосов разных типов при откачке газожидкостных смесей

1.2. Изменения характеристик погружного насосного оборудования при работе на вязких средах

1.3. Анализ существующих технических решений и новых конструкций, применяемых для повышения эффективности эксплуатации насосного оборудования в осложненных условиях

1.4. Постановка задач исследования

2. Разработка и создание шнековой ступени

2.1. Описание конструкции шнекового насоса

2.2. Выбор оптимального варианта

2.3. Особенности выполнения экспериментальных исследований погружных насосов для добычи нефти

3. Гидродинамические схемы стендов и оборудование для проведения экспериментов в различных условиях

3.1. Стенд для исследований шнекового насоса - вариант №1

3.2. Стенд для исследований шнекового насоса - вариант №2

3.3. Стенд для исследований шнекового насоса - вариант №3

3.4. Стенд для исследований шнекового насоса - вариант №4

3.5. Стенд для исследований шнекового насоса - вариант №5

4. Методика экспериментальных исследований работы шнекового насоса на различных режимах при перекачивании сред с различными физико-химическими свойствами

4.1. Исследования работы шнекового насоса на воде

4.2. Исследования работы шнекового насоса при перекачке газожидкостных смесей

4.3. Исследования работы шнекового насоса на вязких средах

5. Экспериментальные исследования шнекового насоса в различных условиях

5.1. Особенности конструкции шнекового насоса

5.2. Результаты испытания шнекового насоса в сборке из семи ступеней на воде

5.3. Результаты испытания шнекового насоса в сборке из семи ступеней на газожидкостной смеси

5.4. Результаты испытания шнековой ступени при перекачке вязкой жидкости

5.5. Анализ результатов экспериментальных исследований работы шнекового насоса в различных условиях

6. Анализ расчетных характеристик и результатов экспериментальных исследований шнековой ступени

6.1. Расчет характеристик шнековой ступени для различных условий на основе законов подобия

6.2. Расчет коэффициента быстроходности ns шнековой ступени для различных условий

6.3. Расчет числа Рейнольдса для различных условий работы шнековой ступени

Основные выводы . Список литературы

110

Приложение

Приложение А

Приложение Б

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование особенностей откачки из скважин высоковязких сред и газожидкостных смесей шнековым насосом»

ВВЕДЕНИЕ

Добыча углеводородного сырья занимает одно из ключевых мест в структуре экономики нашей страны [94].

Разработка нефтяных месторождений — сложный и трудоемкий процесс, основанный на реализации комплекса мероприятий для наиболее технологически эффективной и экономически рациональной выработки залежей. Как только на месторождении пробурена первая добывающая скважина - начинается работа с эксплуатационным объектом, представленным системой пласт-флюид-скважина-погружное оборудование. Эта система имеет ряд взаимозависимых параметров, характеристик и свойств, управление некоторыми из которых является ключевой задачей эффективной эксплуатации. Помимо системы каждый из элементов обладает собственными характеристиками и свойствами [87]. Невозможно однозначно выделить определенные управляемые параметры системы или ее элементов, которые в любых условиях позволят одинаково эффективно осуществлять выработку запасов, но все они важны. И задача системы разработки учитывать их все вместе, по отдельности, а также их интерференцию между собой и находить требуемый баланс.

Влияние на систему в целом может быть оказано путем управления параметрами одного из ее элементов - погружного оборудования. От его типа, характеристик, эксплуатационных свойств, параметров работы зависит поведение остальных элементов описываемой системы: физико-химические свойства пласта-коллектора и насыщающих его пластовых флюидов, свойства скважины, в особенности, околоскважинного пространства, и, в конечном счете, эффективность системы дренирования залежи в целом. Эксплуатация скважин неотделима от разработки, хотя и включена в нее, как один из важных элементов.

На сегодняшний день известно значительное число различных способов эксплуатации скважин. Принципиально все их можно объединить в две группы, а именно: фонтанный, газлифтный и механизированные способы эксплуатации, которые, в свою очередь, подразделяются на несколько видов и подвидов в

зависимости от конструктивных особенностей оборудования и характера рабочего процесса.

Одним из наиболее производительных способов эксплуатации нефтяных скважин является эксплуатация скважин установками погружных электрических центробежных насосов. Данный тип оборудования характеризуется широким диапазоном подач и развиваемого напора, габаритных размеров, что позволяет применять установки ЭЦН в самых различных скважинных условиях.

Поздняя стадия разработки влечет неминуемо ухудшение условий эксплуатации погружного скважинного оборудования: высокая обводненность добываемой продукции, наличие механических примесей в откачиваемой скважинной продукции, наличие коррозионноактивных веществ, высокая вязкость нефти, высокое содержание свободного газа на приеме насоса, сложный профиль скважины, высокая пластовая температура - все эти факторы негативно сказываются на работе УЭЦН.

Эффективность добычи этим типом насосов сильно снижается, межремонтный период уменьшается, установки выходят из строя, влекут за собой текущий ремонт скважин, простой в добычи нефти и другие потери компаний-операторов.

Известно много исследовательских работ, результаты которых нашли промышленное применение в различных дополнительных устройствах, которыми комплектуются установки ЭЦН с целью снижения вредного влияния некоторых осложняющих факторов на работу и предотвращения внезапных отказов установок. К ним относятся: газосепараторы и мультифазные модули, снижающие вредное влияние свободного газа; противопесочные фильтры и сепараторы, ограничивающие поступление твердых частиц в насос; кожухи и хвостовики, позволяющие повысить эффективность подъема пластовой продукции.

Результаты исследовательских работ и опыт эксплуатации установок ЭЦН на месторождениях с повышенной вязкостью нефти свидетельствуют о низкой эффективности (значение КПД насоса составляет единицы процентов при

вязкости 60 мПа*с). При вязкости перекачиваемой среды свыше 300 мПа*с некоторые типоразмеры ЭЦН не способны осуществлять перекачку с номинальными характеристиками [29, 43, 73]. В работе [29] автором приведены результаты промысловых исследований особенностей работы ЭЦН на высоковязких нефтях Усинского месторождения. Несмотря на низкое значение КПД насоса, были рассчитаны и поддерживались технологические режимы работы нескольких установок, которые позволили достичь наработки на отказ более 200 суток.

Другим известным и самым распространенным по числу скважин, эксплуатируемых данным способом в России и в мире, является установки штанговых глубинных насосов [44, 36].

Данный тип оборудования рассчитан на эксплуатацию скважин с малыми и средними дебитами, глубиной подвески насоса до 2000 м в обычном исполнении. Обеспечивает устойчивую работу при наличии свободного газа до 15-20%, содержании механических примесей, повышенной вязкости откачиваемой продукции.

Несмотря на широкое распространение этого способа добычи, в России разработке, производству и сервису узлов и составных частей УСШН не уделяется должного внимания. Как следствие этого, качество производимого оборудования значительно ниже зарубежных аналогов [44, 94].

Среди других способов механизированной добычи можно выделить: винтовые насосы как с погружным двигателем, так и с приводом от колонны штанг, плунжерные и диафрагменные насосы с погружным приводом, гидроприводные насосные установки.

Одним из перспективных направлений развития насосной техники для добычи нефти в связи с неизбежно усложняющимися условиями эксплуатации, возрастающими требованиями к эксплуатационным качествам оборудования, его надежности и стоимости является применение синхронных погружных

электрических машин для привода различных насосов - так называемых вентильных двигателей.

С одной стороны, они имеют КПД, близкий к единице (при соблюдении требуемых условий эксплуатации), что положительно влияет на операционные расходы компаний. С другой стороны - высокая технологичность позволяет эксплуатировать установки на глубине с температурой до 250 С0 в скважинах со сложным профилем и интенсивной кривизной ствола, иметь диапазон регулирования частоты вращения вала насоса от десятков оборотов в минуту до 10 - 12 тысяч оборотов в минуту [24, 51, 82, 83].

Постоянно изменяющиеся условия эксплуатации нефтяных скважин имеют устойчивую тенденцию к ухудшению. Известное и уже применяемое оборудование эксплуатируется с неизбежным снижением эффективности и ростом как капитальных, так и операционных затрат.

Задача по разработке новых конструкций насосного оборудования для осложненных условий эксплуатации, экспериментальных исследований их работы, производство опытных образцов с последующей опытно-промышленной эксплуатацией и промысловыми исследованиями является актуальной.

Одной из задач является накопление экспериментальных данных и опыта работы разных конструкций погружных насосов в различных условиях с целью разработки и создания насоса, способного подстраиваться под изменяющиеся условия эксплуатации. Адаптация может происходить как в ручном режиме, требующем подъема насоса на дневную поверхность, так и дистанционно (без извлечения насоса из скважины) в том числе и в автоматическом режиме.

1. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ПОГРУЖНЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ ПРИ ДОБЫЧЕ МНОГОКОМПОНЕНТНОЙ ПЛАСТОВОЙ ПРОДУКЦИИ В ОСЛОЖНЕННЫХ СКВАЖИННЫХ УСЛОВИЯХ

1.1. Влияния свободного газа на характеристики погружных насосов

разных типов при отка чке газожидкостных смесей

Наиболее распространенным по применению для добычи нефти в скважинах среди динамических насосов является электрический центробежный насос - ЭЦН. При работе в скважинных условиях ЭЦН поднимает на дневную поверхность многофазную смесь жидкости, представленную нефтью и водой, газом и твердыми включениями (частички породы, выносимые потоком пластового флюида, механические примеси техногенного характера - коррозия оборудования, проппант и пр.) [68]. Газ в этой смеси может находиться как в растворенном, так и в свободном состоянии, образуя при этом новую фазу многофазной пластовой системы. Изучению влияния свободного газа, содержащегося в перекачиваемой смеси на характеристику погружных насосов посвящен ряд работ. Наиболее изученным является вопрос вредного влияния свободного газа на характеристику погружных центробежных электронасосов -эти исследования начаты в двадцатых годах прошлого века [37]. Другие виды насосов, такие как винтовые, штанговые, струйные (эжекторы), относительно влияния на их характеристику свободного газа изучены значительно меньше.

Определяющим фактором в вопросе влияния газа на работу насоса является входное газосодержание (отношение расхода газа к расходу смеси) рвх = 0г/(0ж+0г), где рг - расход свободного газа при термобарических условиях на приеме насоса, - расход жидкости при тех же условиях. Величина входного газосодержания не имеет размерности и выражается в процентах или долях единицы. Следует отметить наличие в скважине при эксплуатации условий, при которых часть свободного газа из потока минует область приема погружного насоса и поднимается по затрубному пространству. Объем такого газа характеризуется коэффициентом естественной сепарации газа на приеме насоса.

Значение данного коэффициента обусловлено рядом параметров: вязкость пластовой жидкости, температура, дебит, значение абсолютного давления у входа в насос и другими; и лежит в пределах от единиц процентов до десятков процентов [12, 34, 35].

При работе центробежного насоса на газожидкостной смеси можно выделить две области: бескавитационной (при малых значениях рвх) и кавитационную (при больших значениях рвх). В бескавитационной области работы насоса в каналах проточной части существует дисперсная структура перекачиваемой смеси по свойствам близкая к однородной жидкости, поэтому существенных изменений в работе насоса не происходит, и характеристики насоса такие же, как на воде. При увеличении содержания газа в смеси в каналах проточной части насоса образуются полости, заполненные газовыми пузырями -газовые каверны. Они имеют тенденцию увеличиваться в объеме, сливаясь с другими пузырьками. Эти пустоты не участвуют в течении смеси через проточную часть насоса. Таким образом, уменьшается пропускная способность насоса и нарушается процесс энергообмена между рабочими органами проточной части насоса и потоком перекачиваемой среды. В данном случае характеристика насоса расположены на графике ниже характеристики на воде, и тем ниже, чем выше рвх, вплоть до полного перекрытия газовыми кавернами проточной полости насоса - срыва подачи.

Границы существования этих областей работы насоса зависят не только от входного газосодержания, а от разных параметров, среди которых в качестве наиболее значимых, можно выделить следующие: абсолютное давление на входе в насос, число ступеней в насосе, пенообразующие свойства жидкости [34, 35, 36, 68, 79].

Применение центробежного насоса при низких значениях входного газосодержания допустимо. При этом насос работает устойчиво с незначительным снижением номинальных характеристик. Использование насоса в кавитационной области (при высоких значениях входного газосодержания) приводит к

значительному снижению характеристик насоса, неустойчивой работе, срывам подачи и преждевременному отказу, что влечет за собой ремонтные работы на скважине и потери в добыче нефти.

Еще одним результатом негативного влияния содержания свободного газа в откачиваемой продукции является избыточный рост температуры всей установки, приводящий, в том числе, к перегреву и выходу из строя части кабельной линии, закрепленной непосредственно на насосе. Долгое время было принято считать, что выход из строя этой части кабельной линии обусловлен непосредственно воздействием токовой нагрузки, однако, результаты промысловых исследований показали, что большинство отказов установок, связанных с оплавлением данной части кабеля были получены при режимах эксплуатации близких к режиму «срыв подачи», однако токовая нагрузка при этом минимальна, что позволяет исключить его воздействие как основную причину оплавления кабеля. Свободный газ в откачиваемой продукции существенно нарушает энергообмен между рабочими органами проточной части насоса и перекачиваемым флюидом, полезная работа, совершаемая насосом снижается, что приводит к трансформации подводимой энергии и переработке ее в теплоту [22].

Вопросы повышения эффективности и стабильности работы центробежных насосов на газожидкостных смесях стоят достаточно остро уже продолжительное время. Сегодня их актуальность не снижается, а растет. За эти годы российскими и зарубежными учеными проделано большое количество научно-исследовательских работ. Созданы различные технические устройства для борьбы с вредным влиянием свободного газа - это газосепараторы различных принципов действия и их модификации; так называемые мультифазные насосы или диспергаторы - позволяющие не только снизить вредное влияние свободного газа на работу насоса, но и использовать энергию газа на подъем жидкости установкой, повышая эффективность добычи; специальные конструкции насосов, использующие в одном корпусе ступени разной производительности. Разработан широкий круг методик по расчету различных технологических аспектов вредного

влияния свободного газа на центробежный насос и установку в целом: от оценки степени влияния до расчета параметров работы установки в зависимости от газосодержания.

Вопросами оценки влияния свободного газа и повышения эффективности работы центробежного насоса на газожидкостной смеси в разные годы занимались ученые: Муравьев И.М., Мищенко И.Т., Ляпков П.Д., Сальманов Р.Г., Дроздов А.Н., Игревский В.И., Агеев Ш.Р., Гилев В.Г., Рабинович А.И. и другие.

Стандартные серийно выпускаемые центробежные насосы для добычи нефти могут быть использованы в зависимости от конкретного типоразмера и производителя при значении входного газосодержания не более 10% без дополнительных элементов установки. При этом характеристики насоса снижаются незначительно, а режим работы насоса устойчивый.

Учитывая позднюю стадию разработки большинства российских месторождений, характеризуемую сниженным пластовым давлением, часто, ниже давления насыщения, имеет место задача добиться устойчивой работы центробежного насоса с высокой наработкой на отказ при значениях входного газосодержания более 10%.

Решить эту задачу можно разными способами. С учетом промыслового опыта эксплуатации и результатов многочисленных экспериментальных исследований рассмотрим подробнее основные подходы снижения вредного влияния свободного газа на работу центробежного насоса.

Одним из самых простых решений для снижения вредного влияния свободного газа является заглубление насоса под динамический уровень, однако, учитывая позднюю стадию разработки месторождений в России, в большинстве случаев отсутствуют возможности по его реализации - глубина подвески насоса достигает интервала перфорации. К другим способам борьбы с вредным влиянием свободного газа относятся специальные устройства модульного типа, которые включают в состав установки ЭЦН либо специальная компоновка самих насосных секций.

Подход к решению задачи по снижению вредных последствий осложняющего фактора предусматривает исключение этого фактора. Или уменьшение степени его влияния до допустимого уровня. Именно этот подход был взят за основу при разработке и создании газосепаратора - устройства, которое отделяет весь газ или его часть из потока скважинной продукции и направляет в затрубное пространство, а смесь с допустимым содержанием свободного газа для работы центробежного насоса в бескавитационной области поступает на прием основной насосной секции.

Компании, изготавливающие насосное оборудование для добычи нефти, как правило, имеют собственный модельный ряд газосепараторов. Все это многообразие конструкций и принципов рабочего процесса можно подчинить несложной классификации. Выделяют газосепараторы гравитационные, центробежные, фильтрационные и комбинированные. Гравитационные и центробежные газосепаратор реализуют рабочий процесс отделения газа от жидкости за счет использования разности плотностей, обеспечивающей плавучесть газовых пузырьков под действием соответственно гравитационной и центробежной сил; в фильтрационных осуществляется фильтрация жидкости через пористый материал; в комбинированных последовательно используются указанные способы, а именно, гравитационный - на первой стадии сепарации и центробежный - на второй.

В современных промысловых условиях наибольшее распространение имеет газосепаратор центробежного типа. Впервые конструкцию газосепаратора центробежного типа для УЭЦН предложил П.Д. Ляпков в 1954 году (авторское свидетельство №109579).

Опытная эксплуатация устройства на промыслах Азербайджана показала

-5

эффективность его работы при дебитах до 100 м /сут и значении объемного входного газосодержания до 0,7. В последующие годы Петр Дмитриевич Ляпков продолжил работы по усовершенствованию конструкции с целью расширения диапазона суточных подач при сохранении эффективной сепарации газа [79].

Известные конструкции центробежных газосепараторов значительно различаются по коэффициенту сепарации и по надежности (от идентичной надежности по сравнению с другими узлами установки до возможного расчленения из-за износа стенки корпуса газосепаратора) [7, 8].

Применение газосепаратора в составе установок ЭЦН имеет неоспоримые положительные результаты - возможность бесперебойной устойчивой работы насоса при откачке смесей с содержанием свободного газа до 70 %, однако, использование этого узла повсеместно не является оправданным шагом для борьбы с вредным влиянием свободного газа. Анализ промысловой практики использования газосепараторов в самых различных скважинных условиях показывает ряд негативных моментов этих устройств:

• не используется полезная работа газа при лифтировании пластовой жидкости по колонне НКТ, так как большая часть газа направляется в затрубное пространство;

• применение газосепаратора может явиться причиной частичного фонтанирования скважины по затрубному пространству;

• разрушение газосепаратора может привести к расчленению установки.

Другой подход реализован при создании диспергирующих предвключенных модулей или так называемых мультифазных насосов. Конструкция данного устройства и принцип работы позволяют получить мелкодисперсную устойчивую газожидкостную смесь на выходе перед входом в насос, так называемую квазигомогенную среду. На которой центробежный насос работает устойчиво, практически без снижения характеристик в сравнении с однородной жидкостью. Энергия сжатого газа также используется для подъема жидкости (газлифтный эффект), что положительно сказывается на эффективности работы всей установки в целом. Мощность диспергатора несколько выше мощности газосепаратора. Диапазон подач установок при использовании диспергатора шире, значение максимального входного газосодержания лежит в пределах 40-60% для различных моделей и производителей.

Среди наиболее эффективных и легко выполняемых с технической точки зрения (отсутствуют дополнительные сложные устройства, нет дополнительных секций, валов, муфтовых соединений) является так называемая коническая сборка насоса.

Ступени самой большой производительности устанавливают в нижней части в области приема насоса. Чем больше производительность ступени, тем больше свободного газа она может пропускать, сохраняя работоспособность. При этом давление в насосе по мере продвижения от входа к выходу возрастает, и смесь переходит в квазигомогенное состояние, поэтому допустимое газосодержание на входе такого насоса выше, чем у обычного насоса с одинаковыми ступенями. Повышенное допустимое газосодержание на входе «конического» насоса позволяет в некоторых случаях отказаться от использования газосепаратора или других предвключенных устройств.

Область использования «конического» насоса лежит в пределах значения газосодержания около 0,4 в откачиваемой газожидкостной смеси [7, 8, 46].

Номенклатура насосного оборудования обширна и насчитывает тысячи ступеней различной конструкции и типоразмера. Скважинные условия разнятся еще сильнее. Возникает вопрос: каким же образом решить задачу по подбору погружного оборудования к условиям конкретной скважины? Для пересчета характеристик насоса, полученных на воде, для условий конкретной скважины с известными значениями входного газосодержания, вязкости, плотности пластового флюида разработано огромное количество методик. Одну из таких методик предложил П.Д. Ляпков. Она основана на результатах большого числа экспериментальных исследований работы самых разных ступеней по развиваемому напору и подаче на вязких средах и предлагает пересчетные коэффициенты напора и КПД для различных подач в зависимости от вязкости перекачиваемой смеси [2]. Однако, как показано в работах [1, 75], эти методики в качестве исходных данных используют много конструктивных характеристик и параметров, что, надо отметить, не всегда удобно на промысле, помимо этого,

технологии производства рабочих органов проточной части насосов с тех пор сильно изменились, изменились и конструкции рабочих колес, поэтому данные методики требуют уточнения и доработки с учетом последних достижений машиностроения.

Помимо описанных выше эмпирических методик существуют и численные модели, позволяющие рассчитать характеристики насоса при перекачке среды с заданными физико-химическими свойствами. В настоящий момент численные эксперименты возможно проводить только на однофазной жидкости, что сильно снижает применимость этих моделей на практике.

В работах [53, 54, 75] авторы предлагают различные методики и модели для учета влияния вязкости и газосодержания откачиваемой продукции и пересчета паспортных характеристик насоса на реальные условия.

Когда мы говорим о надежности оборудования речь идет не только о конструкционной надежности. В добыче нефти важно чтобы оборудование работало как можно более продолжительное время с заданными параметрами эксплуатации. Согласно известным методикам классификации все отказы скважинного оборудования можно разделить на параметрические и абсолютные. Параметрическими являются отказы приводящие к выходу за допустимые пределы основных параметров, характеризующих режим эксплуатации. В случае абсолютных отказов речь идет о полной потере работоспособности оборудования [19]. Важным фактором бесперебойной работы погружного оборудования в скважине является корректный подбор согласованных элементов установки и скважинной системы по многим параметрам. В данном случае точность расчетных инструментов, правильность заложенных допущений и ограничений являются определяющими.

Конструкция и тип погружного насоса для добычи нефти, ровно, как и режим работы, сильно влияют на образование стойких эмульсий из скважинной продукции по пути от забоя к устью. Наименее стойкие эмульсии образуются при

работе винтовых насосов, более стойкие образуются при использовании СШН, самые стойкие в результате применения центробежных насосов [92] .

Скважинные штанговые насосы в течение своей работы испытывают огромные механические нагрузки. Разрушения от химически агрессивных сред также сказывается на ресурсе насоса. Вредное влияние на работу СШН оказывает и свободный газ в откачиваемой продукции в виде кавитации. Более всего кавитационному износу подвержены клапана СШНУ [21]. Следует отметить, часто износ, в том числе, вызванный кавитацией обусловлен и конструкционной прочностью и качеством изготовления и используемых материалов, однако, даже высококачественные образцы оборудования зарубежных производителей подвержены кавитационному разрушению [96].

Анализ работы СШНУ в условиях скважин Западно-Сибирского региона показывает не сопоставимое качество материалов и самого изготовления узлов и элементов штанговых насосных установок отечественными производителями в сравнении с зарубежными [96].

Регулирование работы скважинных штанговых насосных установок является одним из перспективных направлений повышения эффективности применения этого способа эксплуатации скважин. Использование передовых алгоритмов управляющего воздействия на изменяющиеся условия эксплуатации, автоматически, без участия оператора позволяет решить следующие возможные проблемы при работе установки [76]:

• простота и отсутствие необходимости замены шкивов при изменении числа качаний;

• возможное заклинивание насоса по причине полного перекрытия проточной части механическими примесями;

• осуществление эксплуатации при добыче высоковязкой нефти;

• нагнетание в пласт рабочего агента;

• низкое значение забойного давления;

В работе [58] рассмотрены вопросы энергопотребления при эксплуатации скважин УЭЦН и УСШН. На основе анализа полученных результатов автор [58] делает вывод о менее эффективном использовании энергии при эксплуатации скважин УСШН и появлении дополнительных значительных затрат. В качестве повышения эффективности работы установок СШН и использования энергии автор предлагает периодическую эксплуатацию скважин, делая упор на технологический режим работы скважинной системы как ключевого фактора эффективности добычи.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Каханкин Виктор Анатольевич, 2016 год

} ! /

200 > / 4 *

А £ ** а у *

100 0 Б а т * ** &

¥ л т ИТ

к -А

0 0,00 20 00 4 0 00 6 0 0С 0 00 1 00 ,0 0 1 20 ,0 0 140

Рисунок 6.3.1. Расчетная зависимость числа Рейнольдса шнекового насоса (7 ступеней) от подачи и частоты вращения приводного вала (с использованием экспериментальных данных)

Результаты расчета числа Рейнольдса для сборки из семи ступеней с использованием экспериментальных данных приведены в Таблице 17, 18, Приложение А. Из рисунка 6.3.1. видно, что характер изменения числа Рейнольдса от режима работы шнекового насоса меняется: с ростом частоты вращения и по мере приближения на каждом режиме к области высоких подач число Рейнольдса растет.

Полученные зависимости изменения числа Рейнольдса шнекового насоса на основе расчётных характеристик (рисунок 6.3.2) показывают увеличение числа Рейнольдса с ростом частоты вращения. Таблицы 19, 20, Приложение А.

— и Ре 7 ступеней, вода спп

5 т к * 500 30 Гц 40 Гц 50 Гц 60 Гц 70 Гц Подача, ,00 м куб/сут

ч /

г

у

Г' р

400 300 л / 1 -

/ 1 1

-1 Щ- -4 I

/ / / 1 г-

4 * Г ! к г- > к

200 100 Ч А Г- / К ->¡1 и

г ■ > р X И* *

-4 г й Г £ в £

л

Л л и * л

0 0,00 2 0,0 э 40 00 3 6 0 0 0 8 !0 00 1 00 ,0 0 1 20 ,0 0 1 40 ,0 0 1 60

Рисунок 6.3.2. Зависимость изменения числа Рейнольдса шнекового насоса (7 ступеней) от частоты вращения приводного вала на основе расчетных характеристик

Результаты расчета числа Рейнольдса по (6.3) для шнековой ступени при работе на вязкой жидкости приведены на рисунках 6.3.3 - 6.3.5.

Рисунок 6.3.3. Расчетная зависимость числа Рейнольдса шнековой ступени от частоты вращения приводного вала с использованием экспериментальных и расчетных данных (вода)

н, м 1 ступень, 90 мПа*с Ре

о пп зп 30

т

8,00 к

25 •й 1-

7,00 и-с

6,00 20

5,00 15 КПД

3,00 У - 1 10 Ке

** у*

2,00 —к * | с 5

1,00 г л К т?

/ *— Подача,

0,00 4 — 0

0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 м куб/сут

Рисунок 6.3.4. Расчетная зависимость числа Рейнольдса шнековой ступени на основе экспериментальных характеристик при 50 Гц и вязкости жидкости 90 мПа*с

ие 1ступень, 425 мПа*с с

Гысячи 56 1 30 Гц 40 Гц 50 Гц 60 Гц 70 Гц Подача, м куб/сут

£

¥

> Л

4 * а

> * V

— я

а л К—

- 4- * г*

2

ж

4

л

Р«Ч

0 0,00 10 00 20 ,00 30 ,00 40 00

Рисунок 6.3.5. Расчетная зависимость числа Рейнольдса шнековой ступени от частоты вращения приводного вала на основе экспериментальных данных по подаче жидкости с вязкостью 425 мПа*с

Результаты расчета числа Рейнолдса шнековой ступени при изменении вязкости перекачиваемой жидкости и при изменении частоты вращения вала приведены в таблицах 21 - 25, Приложение А.

Расчетные напорно - расходные характеристики шнекового насоса практически точно совпадают с экспериментальными при минимальной частоте вращения вала (30 Гц) С увеличением частоты вращения возникают определенные отличия. При этом расчетные характеристики располагаются ниже экспериментальных, повторяя их по форме. По мере увеличения числа оборотов разница между экспериментальной и расчетной характеристиками возрастает, а при 60^70 Гц изменяется и вид характеристики в области максимальной подачи. Расчетная характеристика имеет большие значения максимальной подачи в отличие от экспериментальной, на которой появляется круто падающий участок в области максимальной подачи.

Напорно - расходные характеристики, полученные расчетным путем для различных частот вращения вала шнекового насоса и одной и той же вязкости жидкости сохраняют вид экспериментальной кривой, однако располагаются ниже (для меньших значений частот вращения вала) и выше - для больших значений частот, практически эквидистантно. Кривая КПД при этом имеет идентичные значения с экспериментальными данными и не меняется при изменении частоты вращения. Меняется лишь ее положение на координатной плоскости в зависимости от подачи.

Напорно - расходные характеристики шнековой ступени по мере увеличения вязкости при одинаковой частоте вращения вала снижаются относительно характеристик, полученных на воде при тех же режимах работы.

Коэффициент быстроходности п8 шнековой ступени снижается с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости при одинаковой частоте вращения вала.

Основные результаты и выводы работы сводятся к следующему:

1. Разработаны и апробированы технические и технологические решения использования шнековой ступени для подъема скважинной продукции высокой вязкости и с высоким газосодержанием.

2. Разработаны гидродинамические схемы соединений и подключений насоса и стенда для проведения испытаний шнекового насоса в различных условиях.

3. Выполнены исследования влияния свободного газа и вязкости жидкости на характеристики шнековой ступени, согласно разработанной методике проведения стендовых экспериментальных работ, в т.ч.

3.1 Исследования на газожидкостной смеси с различным содержанием свободного газа от 25 до 85% при различных частотах вращения приводного вала от 1800 до 4100 об/мин были проведены для сборки из семи ступеней в горизонтальном положении.

3.2 Исследования на модельной жидкости с различным значением динамической вязкости от 1 до 425 мПа*с при частоте вращения вала 2910 об/мин были выполнены для одной шнековой ступени в горизонтальном положении.

4. Получены напорные и энергетические характеристики шнекового насоса для различных значений частоты вращения приводного вала, различной вязкости модельной жидкости, различном содержании свободного газа в газожидкостной смеси.

5. Показано экспериментально, что снижение характеристик шнекового насоса при работе на вязкой жидкости значительно меньше, чем у ЭЦН аналогичного типоразмера в сравнении с характеристиками, полученными на воде: для шнекового насоса при ^=164 мПа*с при Qопт=24 м3/сут (меньше на 30%), КПД ступени снижается на 9,6% (5,4%), напор - на 12% (4,3 м); для ЭЦН ВНН 5А-34 при том же значении вязкости модельной

жидкости Qопт=10 м3/сут (меньше на 71%), КПД ступени снижается на 35,5% (2,5%), напор - на 60% (2,6 м).

6. Выполнены расчеты комплексных параметров шнековой ступени: коэффициент быстроходности, число Рейнольдса, а также, расчет характеристик на основе законов подобия. Значения комплексных параметров подтверждают показанную экспериментально способность шнековой ступени устойчиво работать без срыва подачи при высоком значении содержания свободного газа и при высоком значении вязкости перекачиваемой жидкости с КПД, напором и развиваемой подачей выше, чем у ЭЦН аналогичного типоразмера.

7. Предложено использование шнековой ступени в качестве предвключенной на входе энергоэффективных установок ЭЦН без использования газосепаратора и диспергатора в условиях содержания свободного газа на приеме установки до 50%.

1. Абахри, С. Д. Влияние вязкости на рабочие характеристики центробежных насосов / С. Д. Абахри, М. О. Перельман, С. Н. Пещеренко, А. И. Рабинович // Бурение и нефть. - 2012. - №4. - С. 12-15.

2. Абахри, С. Д. Влияние вязкости на рабочие характеристики центробежных насосов / С. Д. Абахри, М. О. Перельман, С. Н. Пещеренко, А. И. Рабинович // Бурение и нефть. - 2012. - №3. - С. 22-26.

3. Абрамов, Г. С. Анализ влияния свободного газа на метрологические характеристики объемно весовых (массовых) измерителей дебита. / Г. С. Абрамов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2006. -№11. - С. 5-15.

4. Абрамов, Г. С. Оценка влияния свободного (нерастворенного) нефтяного газа на погрешность вычисления массового содержания нефти измерителями дебита нефтяных скважин / Г. С. Абрамов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2006. - №11. - С. 16-19.

5. Агеев, Ш. Р. К вопросу о расчете и методе испытаний насосов на ГЖС / Ш. Р. Агеев, В. Г. Гилев, А. А. Ивашов, А. И. Рабинович // Бурение и нефть. - 2012. -№11. - С. 56-60.

6. Агеев, Ш. Р. Методика оценки параметров многоступенчатых погружных насосов на единичной ступени / Ш. Р. Агеев, В. Г. Гилев, А. И. Рабинович // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №2. - С. 34-36.

7. Агеев, Ш. Р. ЭЦН при повышенном газосодержании на входе / Ш. Р. Агеев, Е. Ю. Дружинин // Бурение и нефть. - 2003. - №7. - С. 23-25.

8. Агеев, Ш. Р. Условия наибольших наработок погружных лопастных насосов для добычи нефти при повышенном газосодержании на входе / Ш. Р. Агеев, Н. Карелина, Е. Ю. Дружинин // Бурение и нефть. - 2004. - №11. - С. 14-17.

9. Андреева, Н. Н. Использование гидроприводных насосов как метод повышения нефтеотдачи пластов / Н. Н. Андреева, В. А. Кольцов, А. С. Трофимов // Нефтепромысловое дело. - 2004. - №10. - С. 8-15.

10. Антонов, М. С. Исследование процесса подъема флюидов с механическими примесями по стволу скважины глубинными насосами / М. С. Антонов, Д. К. Сагитов, М. А. Фатхлисламов, Л. Р. Хасаншин // Нефтепромысловое дело. - 2012.

- №8. - С. 39-42.

11. Архипов, К. И. Применение винтовых штанговых установок при добыче нефти и повышении пластового давления в ОАО «Татойлгаз» / К. И. Архипов, Р. Б. Шигапова // Технологии нефти и газа. - 2009. - №5. - С. 55-57.

12. Атнабаев, З. М. Коэффициент естественной сепарации на приеме насоса / З. М. Атнабаев // Нефтепромысловое дело. - 2004. - №4. - С. 54-56.

13. Атнабаев, З. М. Сравнительный анализ программ по подбору насосов / З. М. Атнабаев // Научно-технический вестник «ЮКОС». - 2003. - №6. - С. 38-41.

14. Баев, А. Ф. Опыт внедрения мультифазных насосов Netzsch на месторождениях в Татарстане / А. Ф. Баев, А. Ю. Белоусов // Нефть и газ Евразия.

- 2007. - №6. - С. 87-89.

15. Бакиров, Д. Л. Многозабойные скважины: области эффективного применения, технология работ и задачи планирования / Д. Л. Бакиров, Р. А. Исмаков, М. М. Фаттахов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2013. - №9. - С. 25-26.

16. Бакиров, Р. И. Особенности исследований и проектирования разработки месторождений системами горизонтальных скважин при площадной анизотропии проницаемости / Р. И. Бакиров, Л. А. Гайдуков, И. С. Закиров, А. О. Потапов, Э. В. Северинов // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №9. - С. 68-72.

17. Белов, В. Г. Определение оптимальных эксплуатационных параметров системы нефтяной пласт - скважина - насос / В. Г. Белов, В. А. Иванов, Х. Ц. Мусаев, В. Я. Соловьев // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №7. - С. 100-102.

18. Богатырев, А. Г. КПД нефтепромысловых насосов как экономический критерий принятия решения по их замене / А. Г. Богатырев, И. Н. Елисеенко // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2011. - №9. - С. 29-31.

19. Бочарников, В. Ф. Классификация отказов в скважинах, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами / В. Ф. Бочарников // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2003. - №12. - С. 19-22.

20. Валеев, А. М. Гидравлические сопротивления в скважинных винтовых установках при добыче высоковязкой нефти / А. М. Валеев, А. Л. Пальчиков // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №3. - С. 28-31.

21. Вафин, Р. В. Влияние явления кавитации на работу штанговых глубинных насосов / Р. В. Вафин, И. М. Гимаев, А. Ф. Егоров, М. М. Марданов, И. В. Саблин // Интервал. - 2003. - №5. - С. 68-70.

22. Гареев, А. А. О предельном газосодержании на приеме электроцентробежного насоса / А. А. Гареев // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса.

- 2009. - №2. - С. 21-25.

23. Гилев, В. Г. Особенности работы ступеней погружных насосов на смесях вода

- воздух / В. Г. Гилев, А. И. Рабинович // Нефтепромысловое дело. - 2006. - №9. -С. 40-49.

24. Гинзбург, М. Я. Классификация погружных электродвигателей по показателю энергоэффективности / М. Я. Гинзбург // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2011. - №4. - С. 14-18.

25. Гинзбург, М. Вентильные приводы УЭЦН - энергоэффективная техника нефтедобычи / М. Гинзбург, В. Павленко // Технологии ТЭК. - 2006. - №4. - С. 6669.

26. Гинзбург, М. Новый высокоэффективный привод для погружных центробежных и винтовых насосов / М. Гинзбург, В. Павленко // Технологии ТЭК, прил. «Нефть и капитал». - 2004. - №3. - С.46-52.

27. Горбачев, С. Усовершенствованный штанговый насос для добычи высоковязкой нефти / С. Горбачев, А. Которова // OIL & GAS JOURNAL RUSSIA.

- 2011. - №1-2. - С. 68-69.

28. Грицишин, С. Н. Проблемы выбора оптимальных условий применения и оценки эффективности новых технологий эксплуатации скважин / С. Н. Грицишин, Д. М. Гумерова, И. А. Гуськова, В. Г. Фадеев // Нефтяное хозяйство. -

2010. - №10. - С. 146-147.

29. Демидов, В. А. Обоснование областей применения технических средств для добычи высоковязкой нефти на примере пермокарбоновой залежи Усинского месторождения: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06. / Демидов Виталий Альбертович. - М., 1995. - 125 с.

30. Демидова, А. А. Исследование насосной техники для добычи нефти в осложненных условиях / А. А. Демидова, М. Ю. Захаров, М. А. Мохов, Ю. А. Сазонов // Нефть, газ и бизнес. - 2011. - №12. - С. 31-32.

31. Донской, Ю. А. Наука и/или жизнь (о возможности использования результатов лабораторных и стендовых испытаний в промысловых условиях) / Ю. А. Донской,

B. Н. Ивановский, С. А. Карелина Н. Н., Соколов // Территория нефтегаз. - 2008. -№12. - С. 74-77.

32. Донской, Ю. А. ЭЦН с частотно-регулируемым приводом / Ю. А. Донской, С.

C. Пекин // Территория нефтегаз. - 2010. - №3. - С. 68-69.

33. Донской, Ю. А. О влиянии геометрических параметров на характеристику ЭЦН / Ю. А. Донской, А. А. Сабиров, Н. Н. Соколов // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2009. - №2. - С. 60-61.

34. Дроздов, А. Н. Влияние свободного газа на характеристики глубинных насосов / А. Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №1. - С. 68-70.

35. Дроздов, А. Н. Исследования характеристик насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия / А. Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство. -

2011. - №9. - С. 108-111.

36. Дроздов, А. Н. Погружные лопастные насосы: исследования характеристик на газожидкостных смесях / А. Н. Дроздов // Нефтегазовая вертикаль. - 2011. - №10. - С. 73-77.

37. Дроздов, А. Н. Разработка методики расчета характеристики погружного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06. / Дроздов Александр Николаевич. - М., 1982. - 212 с.

38. Евсеев, А. Н. Особенности расчета и применения двухскоростных режимов откачки из механизированных скважин / А. Н. Евсеев, Р. Р. Ибатуллин, С. В. Насыбуллина, В. Г. Салимов // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №5. - С. 95-97.

39. Жак де Салис. Современные многофазные насосы и их использование на нефтяных месторождениях / Жак де Салис, Ханс-Юрген Шоенер. // Нефть и газ Евразия. - 2006. - №10. - С. 52-54.

40. Жуланов, А. В. Анализ работы штанговых винтовых насосных установок на месторождениях ООО «Лукойл-Пермнефть» / А. В. Жуланов, Д. Н. Красноборов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2002. -№8. - С. 89-92.

41. Завод «Борец». Насос для эксплуатации скважин ниже интервала перфорации // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. -2004. - №5. -С. 16-17.

42. Здольник, С. Об эффективности применения интеллектуальных погружных высокооборотных установок с регулируемым электроприводом / С. Здольник, А. Иванов, В. Ивановский, С. Кудряшов, Д. Маркелов, О. Оводков, Н. Сахно // Нефть России. - 2006. - №1. - С. 62-64.

43. Ивановский, В. Н. Влияние вязкой жидкости на рабочую характеристику погружных электроцентробежных насосов / В. Н. Ивановский, С. С. Пекин, П. Л. Янгулов // Территория нефтегаз. - 2012. - №8. - С. 49-54.

44. Ивановский, В. Н. Классификация и стандартизация насосов / В. Н. Ивановский, Ю. А. Сазонов // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. -2009. - №1. - С. 31-32.

45. Ивановский, В. СШНУ и УЭЦН: Состояние и перспективы / В. Ивановский // Нефтегазовая вертикаль. - 2007. - №2. - С. 64-65.

46. Ивашов, А. А. Рабочие характеристики ЭЦН с предвключенным диспергатором при работе на газожидкостной смеси / А. А. Ивашов, А. Л. Каплан, С. Н. Пещеренко, М. П. Пещеренко // Бурение и нефть. - 2011. - №11. - С. 42-44.

47. Игревский, В. И. Исследования влияния газовой фазы на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей из скважин: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06. / Игревский Виталий Иванович. - М., 1977. - 192 с.

48. Игревский, Л. В. Экспериментальные исследования влияния свободного газа на характеристики многоступенчатых погружных центробежных и центробежно-вихревых насосов / Л. В. Игревский // Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа. - 2002. - №3. - С. 35-43.

49. Ишмурзин, А. А. Анализ аварийных отказов установок погружных электроприводных центробежных насосов / А. А. Ишмурзин, Р. Н. Пономарев // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2007. - №4. - С. 40-47.

50. Ишмурзин, А. А. Анализ причин отказов установок погружных центробежных насосов на месторождениях ООО «Лукойл - Западная Сибирь» / А. А. Ишмурзин, Р. Н. Пономарев // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №6. - С. 93-95.

51. Калан, В. А. Определение оптимального соотношения между номинальной подачей и подачей максимального КПД для погружных нефтяных насосов / В. А. Калан, В. И. Петров, В. Ю. Тузов // Территория нефтегаз. - 2012. - №8. - С. 48-49.

52. Камалетдинов, Р. С. Исследование теплового режима вентильного двигателя в составе установок электроцентробежных насосов / Р. С. Камалетдинов // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №1. - С. 70-72.

53. Кокорев, В. И. Методика расчета характеристик УЭЦН при перекачке вязких газожидкостных смесей (Часть 1) / В. И. Кокорев, Н. В. Мальцев, И. Т. Мищенко // Нефть, газ и бизнес. - 2012. - №12. - С. 68-71.

54. Кокорев, В. И., Методика расчета характеристик УЭЦН при перекачке вязких газожидкостных смесей (Часть 2) / В. И. Кокорев, Н. В. Мальцев, И. Т. Мищенко // Нефть, газ и бизнес. - 2013. - №1. - С. 62-65.

55. Коротаев, Ю. А. Винтовые насосные секции и насосные установки пермского филиала ВНИИБТ / Ю. А. Коротаев, В. Ю. Николаев, Г. Ф. Чудаков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2003. - №9. - С. 17-19.

56. Курылев, А. В. Модернизация динамического оборудования / А. В. Курылев // Территория нефтегаз. - 2008. - №4. - С. 54.

57. Латыпов, Б. М. Установка штангового винтового насоса для добычи нефти в осложненных условиях / Б. М. Латыпов // Нефтегазовое дело. - 2012. Том 10. -№1. - С. 13-15.

58. Латышев, В. А. Оценка энергопотребления скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосами / В. А. Латышев, В. В. Поплыгин // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №3. - С. 90-92.

59. Лекомцев, А. В. Влияние частоты тока на коэффициент полезного действия установок электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей / А. В. Лекомцев, В. А. Мордвинов // Нефтепромысловое дело. - 2013. - №9. - С. 72-74.

60. Лекомцев, А. В. Характеристики погружных электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин / А. В. Лекомцев, В. А. Мордвинов, М. С. Турбаков // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №8. - С. 124-126.

61. Лепеха, А. И. Роторно-вихревые насосы для добычи нефти / А. И. Лепеха // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2007. -№3. - С. 26-32.

62. Макаренко, А. Н. Результаты применения штанговых винтовых насосов при добыче высоковязких нефтей с трудноизвлекаемыми запасами / А. Н. Макаренко, А. В. Нагусев, А. В. Силкин // Интервал. - 2002. - №8. - С. 5-6.

63. Малинин, А. В. Исследование режимов течения в ступени центробежного насоса методами математического моделирования / А. В. Малинин, В. В. Малинин, Ф. А. Слободкина, Д. Ю. Шигапова // Технологии нефти и газа. - 2007. -№5. - С. 40-47.

64. Мамедов, Т. М. Оценка влияния высокой вязкости жидкости на показатели работы скважинной штанговой насосной установки: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06 / Мамедов Телман Мурватович. - М., 1992. - 132 с.

65. Мельниченко, В. Славнефть: анализ работы механизированного фонда скважин / В. Мельниченко // Нефтегазовая вертикаль. - 2010. - №10. - С. 64-67.

66. Миннахмедов, Т. М. Принципиальные основы выбора установки ЭЦН для одновременно-раздельной добычи нефти / Т. М. Миннахмедов // Нефтепромысловое дело. - 2010. - №1. - С. 28-29.

67. Мисюрко В., Тузов В. Разработка и опыт эксплуатации малодебитных ЭЦН с расширенными проточными каналами ступеней / В. Мисюрко, В. Тузов // Нефтегазовая вертикаль. - 2013. - №20. - С. 54-57.

68. Мищенко, И. Т. Особенности работы погружных центробежных электронасосов на многокомпонентных смесях: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06 / Мищенко Игорь Тихонович. - М., - 1965. -153 с.

69. Мордвинов, В. А. К оценке оптимальной наработки на отказ штанговых насосов на Чураковском месторождении / В. А. Мордвинов, В. В. Поплыгин // Нефтепромысловое дело. - 2013. - №9. - С. 75.

70. Мультифазные двухвинтовые насосы. // Нефть и газ Евразия. - 2010. - №9. - С. 74-75.

71. Ниссенбаум, И. А. Технико-экономическая оценка целесообразности применения синхронного и асинхронного электроприводов для насосов систем поддержания пластового давления / И. А. Ниссенбаум, Ю. Б. Новоселов, В. П. Фрайштетер // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №4 - С. 105-107.

72. Пальчиков, А. Л. Проблемы эксплуатации винтовыми насосами скважин с высоковязкой нефтью, содержащей песок / А. Л. Пальчиков // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №11. - С. 51-53.

73. Пекин, С. С. Получение рабочей характеристики ЭЦН при влиянии вязкости добываемого флюида / С. С. Пекин, П. Л. Янгулов // Нефть, газ и бизнес. - 2013. -№3. - С. 66-71.

75. Приоритеты развития нефтегазового комплекса Узбекистана // Нефтегазовая вертикаль. - 2007. - №9. - С. 8-11.

76. Регулируемый привод для работы с балансирными насосными установками // Нефть и газ Евразия. - 2007. - №4. - С. 9.

77. Рожкин, М. Е. Исследование работы штангового скважинного насоса на лабораторной установке с пневматическим приводом / М. Е. Рожкин // Известия ВУЗов Нефть и газ. - 2009. - №5. - С. 69-75.

78. Сазонов, Ю. А. Компьютерное моделирование динамических насосов и поиск новых технических решений / Ю. А. Сазонов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2011. - №4. - С. 18-21.

79. Сальманов, Р. Г. Разработка газосепараторов высокой пропускной способности для УЭЦН и определение области их эффективного применения: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06 / Сальманов Рашит Гилемович. -М., - 1990. - 181 с.

80. Сулейманов, Р. Методика интерпретации замеров гидравлического КПД насосов на базе процедуры сравнения с паспортными данными / Р. Сулейманов // Технологии ТЭК, прил. «Нефть и капитал». - 2004. - №1. - С.61-64.

81. Сулейманов, Р. Н. Интерпретация измерений гидравлического КПД насосных агрегатов / Р. Н. Сулейманов, Б. З. Султанов // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №4 -С. 95-97.

82. Твердохлеб, И. Б. Испытательный стенд нового поколения для проведения натурных испытаний центробежных насосов / И. Б. Твердохлеб // Территория нефтегаз. - 2012. - №6. - С. 50-51.

83. Телли, Ф. Д. Технология за круглым столом - винтовые насосы кавитационного типа / Ф. Д. Телли, К. Хейде, Е. Чашин // ROGTEC. Российские нефтегазовые технологии. - 2010. - №21. - С. 58-65.

85. Трегубов, М. И. Результаты исследования насоса ЭЦН АКМ-80 с числом оборотов до 10000 в минуту / М. И. Трегубов // Нефтепромысловое дело. - 2010. -№1. - С. 22-27.

86. Уразаков, К. Р. Основные направления развития техники и технологии механизированной добычи нефти / К. Р. Уразаков // Нефтяное хозяйство. - 2007. -№8. - С. 126-127.

87. Федотов, В. Я. Термические исследования скважин оборудованных электропогружными насосами / В. Я. Федотов // Каротажник. - 2004. - №14. - С. 129-137.

88. Хабиров, Р. Двухвинтовые погружные мультифазные насосы - замена УЭЦН, УШГН, УВН и газлифта / Р. Хабиров // Нефтегазовая вертикаль. - 2009. - №12. -С. 28-30.

89. Хавкин, А. Я. Классификация природных дисперсных систем в нефтегазовых залежах / А. Я. Хавкин // Бурение и нефть. - 2003. - №7. - С. 26-27.

90. Халов, М. О. Нанотехнологии в создании нефтегазового оборудования с рабочими элементами из сплавов, обладающих эффектом памяти формы / М. О. Халов // Нефть, газ и бизнес. - 2011. - №6. - С. 64-66.

91. Чижов, И. В. Оборудование для эксплуатации многозабойной скважины разветвленной архитектуры / И. В. Чижов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - №3. - С. 3-5.

92. Шигапова, Р. Б. Влияние конструкции глубинных насосов на состояние эмульсии, поступающей от забоя скважины на устье / Р. Б. Шигапова // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №9. - С. 100-101.

93. Шмидт, В. Новые конструкции высокоэффективных насосов для отбора продукции из малодебитных скважин / В. Шмидт // Нефтегазовые технологии. -2006. - №3 - С. 26-28.

95. ЭЦН берутся за тяжелую нефть // Нефть и газ Евразия. - 2008. -№10. -С. 16-18.

96. Якимов, С. Повышение конструкционной надежности - основа увеличения межремонтного периода штанговых насосов / С. Якимов // Нефть и газ Евразия. -2011. - №10. - С. 42-46.

97. Яхин, Р. Энергоэффективные характеристики новых насосов ОАО «Алнас» / Р. Яхин // Нефтегазовая вертикаль. - 2011. - №12. - С. 72-75.

98. Ляпков П. Д. О влиянии вязкой жидкости на характеристику погружных центробежных насосов / Ляпков П. Д. -М.: Труды ВНИИ. - 1964. - Выпуск ХИ.-С. 71-107.

99. Насос: пат. 124747Ш Рос. Федерация: МПК F 04 D 13/10, 2006.01 / авторы и заявители Захаров М. Ю., Заякин В. И., Каханкин В. А., Мохов М. А.; патентообладатель ООО "АНОКО". - 2012137847/06; заявл. 05.09.2012; опубл. 10.02.2013, Бюл. № 4

100. Ивановский, В. Н. Разработка и стендовые испытания лабиринтно-винтового насоса с дисковым ротором / В. Н. Ивановский, Ю. А. Сазонов, Н. Н. Балака // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2006 - №4. - С. 55-57

101. Пирсол, И. Кавитация / Пирсол И. - Пер. с англ. Ю. Ф. Журавлева, ред., предисл. и дополн. Л. А. Эпштейн. - М.: «Мир». - 1975. - 95 с.

102. Распределение фонда скважин по способам эксплуатации в России // Нефтегазовая вертикаль. - 2011. - №10. - С. 89-94

103. Муравьев, И. М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях / И. М. Муравьев, И. Т. Мищенко -М.: Недра, - 1969. - 137 с.

104. Анализ современного состояния и совершенствования технологии и техники механизированных способов добычи нефти в осложненных условиях (высокая вязкость и температура, пескопроявление) / И. Т. Мищенко, научный

руководитель // Отчет о НИР №221 - 77. МИНХиГП имени И. М. Губкина. - М., 1977. - 279 с.

105. Степанов А. И. Центробежные и осевые насосы / А. И. Степанов - М.: МАШГИЗ, - 1960, - 463 с.

В приложении представлены:

1. Результаты расчета характеристик, коэффициента быстроходности и числа Рейнольдса шнековой ступени на основе результатов экспериментальных исследований для различных режимов работы (Приложение А).

2. Патент на полезную модель № RU 124 747 Ш. НАСОС. Заявка № 2012137847/06 от 05.09.2012, опубликовано 10.02.2013 (Приложение Б).

Таблица 1. Результаты экспериментальных исследований работы шнековой

ступени при различных частотах вращения приводного вала (вода)

30 Гц 40 Гц 50 Гц 60 Гц 70 Гц

н, Н, 0, Н, 0, Н, 0, 0,

м Q, м3/сут м м3/сут м м3/сут м м3/сут ^ м м3/сут

0,18 62,89 0,36 91,62 0,36 111,24 0,36 130,00 0,36 138,12

0,36 58,85 1,07 81,44 1,43 98,06 1,07 126,12 1,79 132,21

0,71 50,41 1,79 67,37 2,14 88,01 2,50 118,10 3,57 125,74

1,07 44,87 2,50 49,74 2,86 78,30 3,57 106,58 5,36 112,71

1,43 33,19 3,21 32,87 3,57 63,72 5,00 86,42 7,14 95,94

1,79 19,03 3,57 24,15 4,29 46,14 6,43 63,82 8,93 73,47

1,96 9,83 3,93 13,08 5,36 24,83 7,86 38,84 10,36 48,27

2,14 0,00 4,29 0,00 6,07 0,00 9,29 0,00 12,50 0,00

Таблица 2. Результаты экспериментальных исследований работы шнекового насоса (7 ступеней) при различных частотах вращения приводного вала (вода)

30 Гц 40 Гц 50 Гц 60 Гц 70 Гц

И, м 0, м3/сут И, м 0, м3/сут И, м 0, м3/сут И, м 0, м3/сут ^ м 0, м3/сут

1,25 62,89 2,50 91,62 2,50 111,24 2,50 130,00 2,50 138,12

2,50 58,85 7,50 81,44 10,00 98,06 7,50 126,12 12,50 132,21

5,00 50,41 12,50 67,37 15,00 88,01 17,50 118,10 25,00 125,74

7,50 44,87 17,50 49,74 20,00 78,30 25,00 106,58 37,50 112,71

10,00 33,19 22,50 32,87 25,00 63,72 35,00 86,42 50,00 95,94

12,50 19,03 25,00 24,15 30,00 46,14 45,00 63,82 62,50 73,47

13,75 9,83 27,50 13,08 37,50 24,83 55,00 38,84 72,50 48,27

15,00 0,00 30,00 0,00 42,50 0,00 65,00 0,00 87,50 0,00

частотах вращения приводного вала (вода)

30 Гц 40 Гц 50 Гц 60 Гц 70 Гц

н, 0, Н, 0, Н, 0, Н, 0, 0,

м м3/сут м м3/сут м м3/сут м м3/сут ^ м м3/сут

0,13 66,74 0,23 88,99 0,36 111,24 0,52 133,49 0,71 155,74

0,51 58,84 0,92 78,45 1,43 98,06 2,06 117,67 2,80 137,28

0,77 52,81 1,37 70,41 2,14 88,01 3,08 105,61 4,19 123,21

1,03 46,98 1,83 62,64 2,86 78,30 4,12 93,96 5,61 109,62

1,29 38,23 2,28 50,98 3,57 63,72 5,14 76,46 7,00 89,21

1,54 27,68 2,75 36,91 4,29 46,14 6,18 55,37 8,41 64,60

1,93 14,90 3,43 19,86 5,36 24,83 7,72 29,80 10,51 34,76

2,19 0,00 3,88 0,00 6,07 0,00 8,74 0,00 11,90 0,00

Таблица 4. Результаты расчета характеристик шнекового насоса (7 ступеней) при

различных частотах вращения приводного вала (вода)

30 Гц 40 Гц 50 Гц 60 Гц 70 Гц

И, м 0, м3/сут И, м 0, м3/сут И, м 0, м3/сут И, м 0, м3/сут ^ м 0, м3/сут

0,90 66,74 1,60 88,99 2,50 111,24 3,60 133,49 4,90 155,74

3,60 58,84 6,40 78,45 10,00 98,06 14,40 117,67 19,60 137,28

5,40 52,81 9,60 70,41 15,00 88,01 21,60 105,61 29,40 123,21

7,20 46,98 12,80 62,64 20,00 78,30 28,80 93,96 39,20 109,62

9,00 38,23 16,00 50,98 25,00 63,72 36,00 76,46 49,00 89,21

10,80 27,68 19,20 36,91 30,00 46,14 43,20 55,37 58,80 64,60

13,50 14,90 24,00 19,86 37,50 24,83 54,00 29,80 73,50 34,76

15,30 0,00 27,20 0,00 42,50 0,00 61,20 0,00 83,30 0,00

различных частот вращения приводного вала (вода)

30 Гц 40 Гц 50 Гц

н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % Н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % Н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

2,44 0,00 0,00000 0,04202 0,00 4,34 0,00 0,00000 0,09959 0,00 6,38 0,00 0,00000 0,17753 0,00

2,39 3,26 0,00089 0,03521 2,51 4,25 4,35 0,00210 0,08346 2,51 6,24 5,28 0,00374 0,14877 2,51

2,40 3,29 0,00090 0,03438 2,60 4,27 4,38 0,00212 0,08150 2,60 6,27 5,31 0,00378 0,14527 2,60

2,32 6,86 0,00181 0,03404 5,31 4,12 9,15 0,00428 0,08069 5,31 6,06 11,09 0,00763 0,14383 5,31

2,21 11,06 0,00278 0,03192 8,70 3,93 14,75 0,00658 0,07567 8,70 5,78 17,88 0,01173 0,13488 8,70

2,10 14,82 0,00353 0,03160 11,17 3,73 19,76 0,00837 0,07490 11,17 5,48 23,96 0,01492 0,13351 11,17

1,91 20,69 0,00448 0,03021 14,84 3,39 27,59 0,01062 0,07160 14,84 4,99 33,46 0,01894 0,12763 14,84

1,71 26,06 0,00506 0,03151 16,06 3,04 34,75 0,01200 0,07470 16,06 4,47 42,14 0,02139 0,13316 16,06

1,38 31,30 0,00491 0,03145 15,63 2,46 41,74 0,01165 0,07454 15,63 3,61 50,60 0,02076 0,13287 15,63

1,16 34,93 0,00461 0,03078 14,97 2,07 46,57 0,01092 0,07295 14,97 3,04 56,47 0,01947 0,13004 14,97

0,91 38,71 0,00401 0,02949 13,59 1,62 51,61 0,00950 0,06990 13,59 2,38 62,58 0,01694 0,12460 13,59

0,67 42,36 0,00324 0,02820 11,50 1,20 56,48 0,00768 0,06684 11,50 1,76 68,48 0,01370 0,11915 11,50

60 Гц 70 Гц

н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % ^ м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, %

16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

9,76 0,00 0,00000 0,33613 0,00 13,28 0,00 0,00000 0,53376 0,00

9,56 6,53 0,00708 0,28166 2,51 13,01 7,61 0,01124 0,44727 2,51

9,60 6,57 0,00716 0,27505 2,60 13,07 7,67 0,01138 0,43678 2,60

9,28 13,72 0,01445 0,27232 5,31 12,63 16,01 0,02295 0,43244 5,31

8,84 22,12 0,02221 0,25537 8,70 12,04 25,80 0,03526 0,40552 8,70

8,39 29,64 0,02824 0,25279 11,17 11,42 34,58 0,04484 0,40142 11,17

7,63 41,39 0,03586 0,24165 14,84 10,39 48,29 0,05694 0,38373 14,84

6,84 52,13 0,04050 0,25212 16,06 9,31 60,82 0,06431 0,40036 16,06

5,53 62,60 0,03931 0,25156 15,63 7,53 73,04 0,06242 0,39947 15,63

4,65 69,85 0,03686 0,24620 14,97 6,33 81,50 0,05854 0,39096 14,97

3,65 77,42 0,03207 0,23590 13,59 4,97 90,32 0,05093 0,37460 13,59

2,70 84,72 0,02594 0,22559 11,50 3,67 98,84 0,04119 0,35823 11,50

различных частот вращения приводного вала (жидкость вязкостью 90 мПа*с)

30 Гц 40 Гц 50 Гц

н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % Н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % Н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

2,98 0,00 0,00000 0,07003 0,00 5,30 0,00 0,00000 0,16599 0,00 7,79 0,00 0,00000 0,29588 0,00

2,85 3,44 0,00111 0,07233 1,53 5,06 4,58 0,00263 0,17145 1,53 7,44 5,55 0,00469 0,30562 1,53

2,82 4,72 0,00151 0,07159 2,11 5,01 6,29 0,00358 0,16969 2,11 7,36 7,63 0,00637 0,30248 2,11

2,72 6,43 0,00198 0,07110 2,79 4,83 8,57 0,00470 0,16853 2,79 7,10 10,39 0,00837 0,30042 2,79

2,54 9,15 0,00263 0,06997 3,76 4,51 12,19 0,00624 0,16587 3,76 6,63 14,79 0,01113 0,29567 3,76

2,18 13,79 0,00342 0,06805 5,02 3,88 18,38 0,00810 0,16131 5,02 5,71 22,29 0,01445 0,28754 5,02

1,99 16,21 0,00366 0,06770 5,40 3,54 21,61 0,00867 0,16047 5,40 5,20 26,20 0,01546 0,28604 5,40

1,72 18,39 0,00358 0,06711 5,34 3,05 24,52 0,00849 0,15907 5,34 4,48 29,73 0,01514 0,28355 5,34

1,58 19,81 0,00354 0,06626 5,35 2,80 26,42 0,00840 0,15707 5,35 4,12 32,03 0,01497 0,27998 5,35

1,38 21,76 0,00341 0,06571 5,19 2,46 29,02 0,00809 0,15576 5,19 3,61 35,18 0,01442 0,27765 5,19

1,23 23,29 0,00325 0,06701 4,85 2,18 31,05 0,00770 0,15883 4,85 3,21 37,65 0,01373 0,28313 4,85

1,07 24,98 0,00304 0,06705 4,53 1,90 33,30 0,00720 0,15893 4,53 2,80 40,38 0,01284 0,28331 4,53

0,93 26,16 0,00277 0,06598 4,19 1,66 34,88 0,00656 0,15640 4,19 2,44 42,29 0,01169 0,27879 4,19

0,71 28,17 0,00228 0,06346 3,59 1,27 37,56 0,00541 0,15043 3,59 1,86 45,54 0,00964 0,26815 3,59

60 Гц 70 Гц

И, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % ^ м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, %

16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

11,92 0,00 0,00000 0,56021 0,00 16,22 0,00 0,00000 0,88959 0,00

11,38 6,87 0,00888 0,57865 1,53 15,49 8,02 0,01410 0,91887 1,53

11,26 9,44 0,01207 0,57270 2,11 15,33 11,01 0,01917 0,90942 2,11

10,86 12,86 0,01585 0,56880 2,79 14,78 15,00 0,02518 0,90323 2,79

10,14 18,29 0,02107 0,55979 3,76 13,81 21,34 0,03345 0,88893 3,76

8,74 27,58 0,02735 0,54442 5,02 11,89 32,17 0,04343 0,86452 5,02

7,95 32,41 0,02927 0,54157 5,40 10,83 37,81 0,04648 0,86000 5,40

6,86 36,79 0,02867 0,53685 5,34 9,34 42,92 0,04552 0,85250 5,34

6,30 39,62 0,02835 0,53010 5,35 8,58 46,23 0,04502 0,84178 5,35

5,52 43,52 0,02730 0,52568 5,19 7,52 50,78 0,04335 0,83476 5,19

4,92 46,57 0,02599 0,53605 4,85 6,69 54,34 0,04128 0,85123 4,85

4,29 49,96 0,02431 0,53640 4,53 5,83 58,28 0,03860 0,85178 4,53

3,73 52,32 0,02214 0,52785 4,19 5,07 61,04 0,03516 0,83821 4,19

2,85 56,33 0,01825 0,50769 3,59 3,88 65,72 0,02897 0,80619 3,59

различных частот вращения приводного вала (жидкость вязкостью 164 мПа*с)

30 Гц 40 Гц 50 Гц

н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % Н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % Н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

3,01 0,00 0,00000 0,08199 0,00 5,34 0,00 0,00000 0,19434 0,00 7,86 0,00 0,00000 0,34642 0,00

2,84 2,77 0,00089 0,07993 1,12 5,05 3,70 0,00212 0,18947 1,12 7,42 4,48 0,00378 0,33774 1,12

2,68 5,56 0,00169 0,07897 2,14 4,77 7,41 0,00401 0,18720 2,14 7,01 8,99 0,00715 0,33369 2,14

2,53 9,06 0,00260 0,07912 3,29 4,50 12,07 0,00617 0,18755 3,29 6,61 14,64 0,01099 0,33431 3,29

2,15 13,26 0,00323 0,07731 4,18 3,82 17,68 0,00766 0,18325 4,18 5,61 21,43 0,01366 0,32666 4,18

2,01 14,73 0,00336 0,07688 4,37 3,58 19,63 0,00797 0,18224 4,37 5,26 23,81 0,01421 0,32485 4,37

1,70 16,15 0,00312 0,07282 4,29 3,03 21,53 0,00741 0,17262 4,29 4,46 26,10 0,01320 0,30770 4,29

1,49 17,45 0,00296 0,07282 4,06 2,66 23,26 0,00701 0,17262 4,06 3,90 28,20 0,01250 0,30770 4,06

1,42 18,17 0,00292 0,07314 3,99 2,52 24,23 0,00692 0,17336 3,99 3,70 29,38 0,01234 0,30903 3,99

1,26 19,17 0,00274 0,07294 3,76 2,24 25,56 0,00649 0,17289 3,76 3,29 30,99 0,01157 0,30819 3,76

1,17 20,08 0,00268 0,07219 3,71 2,09 26,77 0,00634 0,17111 3,71 3,07 32,46 0,01131 0,30502 3,71

1,07 21,13 0,00257 0,07180 3,58 1,91 28,17 0,00609 0,17018 3,58 2,80 34,16 0,01086 0,30336 3,58

0,93 22,21 0,00236 0,07090 3,32 1,66 29,61 0,00558 0,16807 3,32 2,44 35,90 0,00995 0,29959 3,32

0,87 22,83 0,00226 0,07077 3,19 1,55 30,43 0,00536 0,16776 3,19 2,28 36,90 0,00955 0,29904 3,19

0,73 24,62 0,00204 0,07093 2,87 1,30 32,83 0,00483 0,16813 2,87 1,91 39,80 0,00861 0,29971 2,87

60 Гц 70 Гц

И, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % ^ м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, %

16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

12,03 0,00 0,00000 0,65590 0,00 16,37 0,00 0,00000 1,04154 0,00

11,36 5,55 0,00715 0,63945 1,12 15,46 6,47 0,01136 1,01542 1,12

10,72 11,12 0,01354 0,63179 2,14 14,60 12,97 0,02150 1,00325 2,14

10,12 18,11 0,02081 0,63297 3,29 13,77 21,13 0,03304 1,00513 3,29

8,59 26,52 0,02587 0,61848 4,18 11,69 30,94 0,04108 0,98213 4,18

8,04 29,45 0,02690 0,61506 4,37 10,95 34,36 0,04272 0,97668 4,37

6,82 32,29 0,02500 0,58258 4,29 9,28 37,68 0,03970 0,92512 4,29

5,98 34,89 0,02367 0,58258 4,06 8,13 40,71 0,03759 0,92512 4,06

5,66 36,35 0,02336 0,58510 3,99 7,71 42,40 0,03710 0,92911 3,99

5,03 38,33 0,02191 0,58351 3,76 6,85 44,72 0,03480 0,92659 3,76

4,70 40,16 0,02141 0,57751 3,71 6,39 46,85 0,03400 0,91707 3,71

4,29 42,26 0,02057 0,57437 3,58 5,84 49,30 0,03266 0,91208 3,58

3,74 44,41 0,01884 0,56724 3,32 5,09 51,82 0,02992 0,90075 3,32

3,49 45,65 0,01807 0,56619 3,19 4,75 53,26 0,02870 0,89909 3,19

2,92 49,24 0,01630 0,56745 2,87 3,97 57,45 0,02589 0,90108 2,87

различных частот вращения приводного вала (жидкость вязкостью 291 мПа*с)

30 Гц 40 Гц 50 Гц

н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % Н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % Н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

0,75 22,39 0,00190 0,07220 2,64 1,33 29,85 0,00451 0,17115 2,64 1,96 36,19 0,00804 0,30508 2,64

0,84 21,76 0,00208 0,07012 2,96 1,49 29,01 0,00492 0,16622 2,96 2,20 35,17 0,00877 0,29630 2,96

0,87 21,24 0,00209 0,06938 3,02 1,54 28,32 0,00497 0,16447 3,02 2,27 34,34 0,00885 0,29317 3,02

0,96 20,17 0,00220 0,06782 3,24 1,71 26,89 0,00521 0,16077 3,24 2,51 32,61 0,00928 0,28658 3,24

1,03 19,70 0,00229 0,06736 3,41 1,82 26,27 0,00544 0,15966 3,41 2,68 31,85 0,00970 0,28460 3,41

1,10 18,39 0,00230 0,06595 3,48 1,96 24,52 0,00545 0,15634 3,48 2,88 29,73 0,00971 0,27868 3,48

1,24 17,23 0,00242 0,06561 3,69 2,20 22,97 0,00573 0,15552 3,69 3,23 27,85 0,01022 0,27723 3,69

1,56 14,38 0,00254 0,06672 3,81 2,77 19,17 0,00603 0,15815 3,81 4,07 23,24 0,01075 0,28192 3,81

1,72 13,33 0,00261 0,06741 3,87 3,06 17,77 0,00618 0,15979 3,87 4,50 21,55 0,01102 0,28484 3,87

1,82 12,29 0,00254 0,06734 3,77 3,23 16,38 0,00601 0,15962 3,77 4,75 19,86 0,01072 0,28453 3,77

1,91 11,26 0,00244 0,06711 3,64 3,40 15,01 0,00579 0,15909 3,64 5,00 18,20 0,01032 0,28358 3,64

2,22 9,43 0,00238 0,06907 3,44 3,95 12,57 0,00563 0,16372 3,44 5,80 15,24 0,01004 0,29184 3,44

2,40 7,76 0,00212 0,06974 3,04 4,27 10,35 0,00502 0,16531 3,04 6,28 12,54 0,00895 0,29468 3,04

2,55 6,34 0,00184 0,07011 2,62 4,54 8,46 0,00435 0,16618 2,62 6,67 10,25 0,00776 0,29623 2,62

2,69 4,75 0,00145 0,07008 2,07 4,79 6,33 0,00344 0,16611 2,07 7,04 7,68 0,00614 0,29611 2,07

2,84 3,47 0,00112 0,07090 1,58 5,05 4,62 0,00265 0,16806 1,58 7,42 5,61 0,00472 0,29957 1,58

2,87 2,28 0,00074 0,07040 1,05 5,10 3,04 0,00176 0,16687 1,05 7,50 3,68 0,00314 0,29746 1,05

2,93 1,53 0,00051 0,07073 0,72 5,21 2,04 0,00121 0,16765 0,72 7,66 2,48 0,00216 0,29885 0,72

3,00 0,00 0,00000 0,06914 0,00 5,34 0,00 0,00000 0,16388 0,00 7,85 0,00 0,00000 0,29212 0,00

60 Гц 70 Гц

И, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % ^ м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, %

16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

2,99 44,78 0,01522 0,57762 2,64 4,08 52,24 0,02417 0,91724 2,64

3,36 43,51 0,01661 0,56099 2,96 4,57 50,76 0,02637 0,89083 2,96

3,47 42,49 0,01676 0,55508 3,02 4,73 49,57 0,02661 0,88144 3,02

3,84 40,34 0,01758 0,54259 3,24 5,22 47,06 0,02791 0,86161 3,24

4,10 39,40 0,01836 0,53885 3,41 5,59 45,96 0,02915 0,85567 3,41

4,40 36,78 0,01838 0,52764 3,48 5,99 42,91 0,02919 0,83787 3,48

4,94 34,45 0,01934 0,52490 3,69 6,73 40,19 0,03072 0,83351 3,69

6,23 28,75 0,02035 0,53377 3,81 8,48 33,55 0,03231 0,84761 3,81

6,89 26,66 0,02086 0,53931 3,87 9,38 31,10 0,03312 0,85640 3,87

7,27 24,58 0,02030 0,53872 3,77 9,90 28,67 0,03223 0,85547 3,77

7,65 22,52 0,01955 0,53692 3,64 10,41 26,27 0,03104 0,85260 3,64

8,88 18,86 0,01901 0,55255 3,44 12,08 22,00 0,03018 0,87742 3,44

9,61 15,52 0,01694 0,55793 3,04 13,09 18,11 0,02690 0,88597 3,04

10,20 12,68 0,01469 0,56086 2,62 13,89 14,80 0,02333 0,89062 2,62

10,77 9,50 0,01162 0,56064 2,07 14,66 11,08 0,01845 0,89027 2,07

11,36 6,94 0,00895 0,56719 1,58 15,46 8,09 0,01420 0,90067 1,58

11,48 4,56 0,00594 0,56319 1,05 15,62 5,32 0,00943 0,89432 1,05

11,72 3,07 0,00408 0,56583 0,72 15,95 3,58 0,00648 0,89851 0,72

12,01 0,00 0,00000 0,55309 0,00 16,34 0,00 0,00000 0,87828 0,00

различных частот вращения приводного вала (жидкость вязкостью 425 мПа*с)

30 Гц 40 Гц 50 Гц

н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % Н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, % Н, м 0, м3/сут N пол, кВт N вал, кВт КПД, %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

3,16 0,00 0,00000 0,11375 0,00 5,61 0,00 0,00000 0,26962 0,00 8,25 0,00 0,00000 0,48061 0,00

2,95 4,33 0,00145 0,13420 1,08 5,25 5,77 0,00344 0,31811 1,08 7,71 6,99 0,00612 0,56706 1,08