Влияние геометрии проточной части осецентробежной ступени электроприводного лопастного насоса для добычи нефти на его характеристики тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Ивановский Александр Владимирович

• Ивановский Александр Владимирович
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Ивановский Александр Владимирович

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЗИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ УСЭЛН В ОСЛОЖНЁННЫХ УСЛОВИЯХ И ВОЗМОЖНОСТЕЙ ЕЁ ПОВЫШЕНИЯ ЗА СЧЁТ ОПТИМИЗАЦИИ КОНСТРУКЦИИ

1.1 Состояние фонда скважин в РФ

1.2 Факторы, осложняющие эксплуатацию скважин с помощью УСЭЛН

1.2.1 Высокая вязкость добываемого флюида

1.2.2 Механические примеси

1.2.3 Высокое входное газосодержание

1.3 Анализ методик проектирования осевых рабочих колёс

1.4 Выводы по первой главе

2 ЧИСЛЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РАБОЧИХ ОРГАНОВ СТУПЕНИ ОСЕЦЕНТРОБЕЖНОГО ТИПА НА ХАРАКТЕРИСТИКИ СТУПЕНИ

2.1 Особенности конструкции ступени осецентробежного типа

2.2 Определение степени реактивности ступени осецентробежного типа

2.3 Методика проведения численного эксперимента

2.4 Влияние геометрических параметров рабочего колеса на характеристики ступени

2.4.1 Влияние густоты лопастной решётки на характеристики ступени

2.4.2 Влияние угла наклона лопасти рабочего колеса на характеристики ступени

2.4.3 Влияние рабочей площади лопастей рабочего колеса на характеристики ступени

2.4.4 Влияние диаметра втулки рабочего колеса на характеристики ступени

2.5 Влияние геометрических параметров направляющего аппарата на характеристики ступени

2.5.1 Влияние диаметра выхода направляющего аппарата на характеристики ступени

2.5.2 Влияние количества отводящих каналов направляющего аппарата на характеристики ступени

2.5.3 Влияние диаметра диафрагмы направляющего аппарата на характеристики ступени

2.6 Влияние осевых зазоров на параметры ступени

2.7 Выводы по главе

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ХАРАКТЕРИСТИК СТУПЕНЕЙ ОСЕЦЕНТРОБЕЖНОГО ТИПА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН МАЛОГО ДИАМЕТРА

3.1 Описание объекта стендовых испытаний - ступеней ЭЛН осецентробежного типа

3.2 Методика испытаний ступеней ЭЛН

3.2.1 Построение частных и комплексных характеристик ступеней ЭЛН

3.2.1.1 Методика стендовых исследований с целью построения частных и комплексных характеристик ступеней ЭЛН

3.2.1.2 Определение величин погрешностей экспериментальных данных

3.2.2 Проведение испытаний ступеней ЭЛН на износостойкость

3.2.3 Проведение испытаний ступеней ЭЛН на газожидкостной смеси

3.3 Стенды для испытания ступеней ЭЛН

3.3.1 Вертикальный стенд

3.3.2 Стенд для испытания ступеней ЭЛН на износ рабочих органов

3.4 Получение характеристик ступени осецентробежного типа на воде

3.5 Повышенная вязкость перекачиваемой жидкости

3.6 Механические примеси

3.7 Газожидкостная смесь

3.8 Выводы по главе

4 ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ СТУПЕНЕЙ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ЛОПАСТНЫХ НАСОСОВ ОСЕЦЕНТРОБЕЖНОГО ТИПА

4.1 Стендовые испытания насосов со ступенями осецентробежного типа

4.2 Опытно-промышленные испытания (ОПИ) ступеней ЭЛН осецентробежного типа в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»

4.2.1 Методика и Программа проведения ОПИ опытных образцов скважинных электроприводных лопастных насосов условного габарита 2А с осецентробежными ступенями

4.2.2 Выбор скважин-кандидатов

4.2.3 Внедрение установок ЭЛН с осецентробежными ступенями

4.3 Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА

СПИСОК ТАБЛИЦ

ПРИЛОЖЕНИЕ А - Расчётные сетки для CFD-расчёта одноступенчатой

насосной системы

ПРИЛОЖЕНИЕ Б - Расчётные сетки для CFD-расчёта трёхступенчатой

насосной системы

ПРИЛОЖЕНИЕ В - Расчёт необходимого количества экспериментов

ПРИЛОЖЕНИЕ Г - Сертификат соответствия на вертикальный стенд

ПРИЛОЖЕНИЕ Д - Документы по опытно-промышленным испытаниям

насосов

ПРИЛОЖЕНИЕ Е - Справка о внедрении методики проектирования

ступеней в ООО «ЦОНиК им. И.М. Губкина»

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж - Сведения об учебном пособии

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Влияние геометрии проточной части осецентробежной ступени электроприводного лопастного насоса для добычи нефти на его характеристики»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Добыча нефти установками скважинных электроприводных лопастных насосов (УСЭЛН) 1 является в настоящее время основным способом добычи нефти в РФ. Ими оборудовано 67% общего фонда скважин и добывается более 80% всей отечественной нефти, и их роль в дальнейшем будет только возрастать. Поэтому проблема повышения эффективности добычи нефти при использовании УСЭЛН в настоящее время представляется особенно актуальной [1].

Современные условия эксплуатации скважин УСЭЛН характеризуются различными видами осложнений: свободный газ, высокая вязкость, механические примеси, сложная инклинометрия, малый диаметральный габарит обсадных колонн и боковых стволов, низкие дебиты.

Все указанные осложнения могут оказывать негативное воздействие на работу УСЭЛН, что приведет к увеличению потребляемой электрической мощности, снижению наработки до отказа, как отдельных элементов, так и всей насосной установки в целом, снижению эффективности добычи нефти из скважин, оборудованных УСЭЛН.

Одним из осложнений является свободный газ, который поступает на прием скважинного насоса в составе газожидкостной смеси (ГЖС) в результате процесса разгазирования нефти. Свободный газ может оказывать негативное воздействие на работу УСЭЛН, что приведет к увеличению потребляемой электрической мощности по сравнению с данными паспортных характеристик, снижению наработки на отказ, как отдельных элементов, так и всей насосной установки в целом, снижению технологической эффективности добычи нефти из скважин, оборудованных УСЭЛН.

1 Для обозначения этого оборудования чаще всего используется термин «установки электроприводных центробежных насосов» (УЭЦН), реже «ПЦЭН», однако здесь и далее будет использоваться аббревиатура «УСЭЛН» в соответствии с ГОСТ Р 56830-2015

В то же время такие меры борьбы со свободным газом, как газосепараторы, диспергаторы и мультифазные насосы, имеют низкую эффективность в скважинах и боковых стволах с углами отклонения от вертикали более 45° [2].

Другим ограничением применения УСЭЛН являются малые диаметры многих добывающих скважин и их боковых стволов, а также сложные их инклинометрии.

Степень разработанности темы. Разработке и исследованию лопастных насосов с открытыми (осевыми) рабочими органами посвящены научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы труды как отечественных учёных (например, Ш.Р. Агеева, А.П. Арцыкова, А.А. Богданова, В.И. Богдановского, Н.Е. Гринштейн, А.Ф. Лесохина, А.А. Ломакина, П.Д. Ляпкова, Г.Ф. Проскуры, Ю.А. Сазонова, Л.А. Симонова, В.Н. Спекторского), так и зарубежных инженеров (С.А. Годтона, Дж. Гостелоу, Б. Лакшминараяны, Д. Райи, Б. Эккерта и других).

Несмотря на возможности, которые имеют лопастные насосы с открытыми (осевыми) рабочими органами при перекачке вязких жидкостей, ГЖС и/или жидкостей с механическими примесями, вопросы их расчёта и проектирования не решены до сих пор. Так, при испытаниях насосов, спроектированных по методикам упомянутых авторов, расчётные параметры, принятые при проектировании, отличаются от экспериментальных примерно на 25-30%. Более того, ни одна из методик не подходит для конструирования нефтедобывающих насосов диаметром менее 80 мм.

Поэтому вопросы, связанные с созданием насосного оборудования с открытыми (осевыми) рабочими органами для осложнённых условий добычи нефти имеют актуальность и практический интерес.

Цель работы. Обеспечение эффективности применения установок скважинных электроприводных лопастных насосов в осложнённых условиях за счёт оптимизации геометрических параметров ступеней осецентробежного типа.

Основные задачи работы:

1. На основании анализа фонда скважин с осложнёнными условиями эксплуатации и работ по расчёту и конструированию малогабаритных ступеней лопастных насосов с открытыми рабочими колёсами определить приоритетные направления модернизации конструкции ступени электроприводного лопастного насоса (ЭЛН).

2. Провести численные эксперименты со ступенями ЭЛН осецентробежного типа с различными конструктивными отличиями. Проанализировать влияние изменений конструктивных и геометрических параметров на изменение комплексных характеристик осецентробежных насосов. На основе численных экспериментов обеспечить проектирование ступеней ЭЛН осецентробежного типа, предназначенных для осложнённых условий эксплуатации.

3. Разработать конструкцию ступени ЭЛН осецентробежного типа на основании численных экспериментов и провести их стендовые испытания. Получить комплексные характеристики ступени осецентробежного типа на воде, на модельной жидкости разной вязкости, на жидкости, содержащей механические примеси, на газожидкостной смеси.

4. Провести опытно-промышленные испытания установок ЭЛН с разработанными ступенями осецентробежного типа с целью доказательства работоспособности оборудования, спроектированного по предложенной методике, и обоснования рациональной области применения ступени ЭЛН осецентробежного типа.

Объектом исследования является рабочий процесс ступени ЭЛН осецентробежного типа низкой и средней быстроходности.

Предметом исследования является влияние геометрических параметров ступени ЭЛН осецентробежного типа на его напорные и энергетические характеристики.

Научная новизна полученных результатов:

1. Впервые обоснована работоспособность и целесообразность использования малогабаритных ступеней осецентробежного типа низкой и средней быстроходности (п8 < 150) в скважинных лопастных насосах для эксплуатации нефтяных скважин в осложнённых условиях;

2. Установлена связь между геометрическими параметрами рабочего колеса с 9 (девятью) лопастями и направляющего аппарата с 6 (шестью) отводящими каналами ступени осецентробежного типа условного габарита «2А» (диаметр корпуса насоса 69 мм) и её напорными и энергетическими характеристиками: увеличение угла наклона лопасти с 40° до 69° приводит к увеличению напора до 10%; уменьшение диаметра втулки колеса с 26,4 мм до 24 мм приводит к увеличению напора до 12%; увеличение диаметра диафрагмы направляющего аппарата с 48 мм до 51 мм приводит к увеличению напора до 7%. Выход геометрических параметров за указанные интервалы приводит к существенному снижению напора ступени.

3. Доказано, что созданные ступени осецентробежного типа могут успешно работать на ГЖС с повышенным содержанием свободного газа. При этом уровень свободного газосодержания соответствует этому показателю для специально разработанных диспергирующих ступеней ЭЛН.

Теоретическая значимость работы состоит в том, что:

1. Установлены зависимости подачи, напора и мощности ступени осецентробежного типа от следующих геометрических параметров: количества и угла наклона лопастей рабочего колеса, диаметра выхода из направляющего аппарата, диаметра диафрагмы.

2. На основе установленных зависимостей определены оптимальные значения геометрических параметров рабочего колеса и направляющего аппарата ступени ЭЛН осецентробежного типа условного габарита «2А» (диаметр корпуса

насоса 69 мм), обеспечивающие достижение максимальных значений напора и коэффициента полезного действия (КПД).

Практическая значимость работы определяется тем, что:

1. Создана и опубликована методика проектирования ступеней скважинных электроприводных лопастных насосов для добычи нефти. Разработанная методика утверждена ООО «ЦОНиК имени И.М. Губкина» в качестве основы для разработки ступеней ЭЛН для боковых стволов малого диаметра.

2. Созданы на основе результатов диссертационной работы ступени ЭЛН осецентробежного типа условного габарита «2А» (диаметр корпуса насоса 69 мм) для добычи нефти, успешно прошедшие стендовые испытания и опытно-промышленные испытания на скважинах ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».

3. Подтверждена возможность применения ступеней осецентробежного типа при перекачке ГЖС с повышенным содержанием свободного газа без использования газосепараторов.

4. По результатам диссертационной работы получены патенты на ступень и рабочие органы ступени ЭЛН осецентробежного типа.

5. Результаты диссертационной работы вошли в учебное пособие «Основы конструирования, расчета и стендовых испытаний рабочих ступеней электроприводных лопастных насосов для добычи нефти», используемое в учебном процессе РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина при подготовке бакалавров и магистров по направлению "Технологические машины и оборудование".

Соответствие паспорту специальности. Диссертационная работа соответствует паспорту специальности 2.5.21. «Машины, агрегаты и технологические процессы» в части пунктов:

4. Исследования параметров машин и агрегатов и их взаимосвязей при комплексной механизации основных и вспомогательных процессов и операций с использованием моделирования, численных и физических экспериментов;

5. Научные и методологические основы формирования количественной и качественной структуры парка машин и агрегатов в зависимости от функционального назначения, организационно-производственных и технологических параметров региональных и природно-климатических условий производства;

7. Исследование с учетом эксплуатационных условий технологических процессов, динамики машин, агрегатов, узлов и их взаимодействия с окружающей средой.

Методология и методы исследования. Решение поставленных в данной работе задач выполнялось комплексным методом путём моделирования, исследования гидродинамических процессов на базе трёхмерной модели ступени лопастного насоса с использованием программ вычислительной гидродинамики SoHdWorks. Результаты моделирования проверялись с помощью испытаний натурных образцов в ходе стендовых и опытно-промышленных испытаний на объектах нефтегазовой отрасли.

Достоверность результатов исследований обеспечивается верификацией результатов численных экспериментов результатами физического эксперимента. Результаты численных исследований хорошо корреспондируются с результатами стендовых и опытно-промышленных испытаний на объектах нефтегазовой отрасли.

Положения, выносимые на защиту:

1. Методики численных и стендовых испытаний для исследования влияние геометрии проточной части насосных ступеней осецентробежного типа на гидродинамические характеристики.

2. Результаты численных и экспериментальных исследований реакции напора и КПД на изменение конструктивных и геометрических параметров рабочих органов ступени осецентробежного типа.

3. Возможность применения ступеней ЭЛН осецентробежного типа для работы на ГЖС с повышенным содержанием свободного газа.

4. Основанные на результатах численных, стендовых и промысловых испытаний технические решения по конструкции ступени ЭЛН осецентробежного типа для эксплуатации нефтяных скважин малого диаметра (с внутренним диаметром обсадной колонны до 89 мм), осложнённых высоким содержанием свободного газа (до 50% по объему), наличием механических примесей (до 1 г/л, твёрдостью до 7 баллов по шкале Мооса) и высокими темпами набора кривизны (до 6710м), защищенные патентами РФ.

Личный вклад автора. Личный вклад автора в диссертационную работу заключается в проведении расчётно-теоретических исследований с применением компьютерных программ расчётной гидродинамики и установления изменений характеристик ступени, проведении физических экспериментов с целью установления достоверности результатов компьютерных экспериментов, участии в разработке программы и методики стендовых и опытно-промышленных испытаний для разработанных ступеней ЭЛН и участии в проведении опытно-промышленных испытаний насосов ЭЦНО2А-25(40)-420.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты работы докладывались на следующих конференциях: 70, 72, 73, 75 международной молодежной научной конференции «Нефть и газ» (Москва, 2016, 2018, 2019, 2021); международной научно-практической конференции молодых ученых «Энергия молодежи для нефтегазовой индустрии» (Альметьевск, 2017); 14-м международном форуме-конкурсе студентов и молодых ученых «Актуальные проблемы недропользования» (СПб, 2018); 12-й всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2018); 13-й всероссийской

конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика)» (Москва, 2019); 21, 22-м международном симпозиуме имени академика М.А. Усова (Томск, 2017, 2018); XIII Всероссийском Съезде по теоретической и прикладной механике (СПб., 2023).

Публикации: по теме диссертации опубликованы 22 работы, в том числе 8 статей в журналах, входящих в «перечень ВАК», 3 патента на полезную модель, 2 учебных пособия, тезисы научно-технических конференций.

Структура и объем работы: Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, изложена на 250 страницах; содержит 104 рисунка, 11 таблиц, список использованных источников из 184 наименований и 7 приложений.

Автор выражает признательность своему научному руководителю, к.т.н. доценту А.В. Деговцову за стратегическое направление в работе, ценные рекомендации, плодотворные консультации и постоянное внимание. Автор искренне благодарен заведующему научной лаборатории нефтегазопромысловой механики имени академика Л. С. Лейбензона кафедры МОНиГП И.Ю. Бабакину, директору учебно-исследовательского полигона нефтегазопромыслового оборудования кафедры МОНиГП Ю.В. Заруцкому, к.т.н. доценту Т.Р. Долову, техникам Р.М. Шайхулову, В.А. Паймерову и А.Д. Казьмину за помощь в проведении стендовых испытаний.

1 АНАЗИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ УСЭЛН В ОСЛОЖНЁННЫХ УСЛОВИЯХ И ВОЗМОЖНОСТЕЙ ЕЁ ПОВЫШЕНИЯ ЗА СЧЁТ ОПТИМИЗАЦИИ КОНСТРУКЦИИ

1.1 Состояние фонда скважин в РФ

Современный этап развития нефтегазовой промышленности характеризуется постепенным снижением темпа роста добычи нефти, ростом обводнённости продукции, что, в свою очередь, оказывает существенное влияние на технологические параметры применяемого скважинного насосного оборудования, снижая его эффективность и надёжность.

Причины осложнений при эксплуатации скважин УСЭЛН условно можно разделить на две группы. В первую группу входят аспекты, связанные с физико-химическими свойствами пластового флюида - обводнённость продукции, наличие свободного газа и механических примесей, отложение солей и парафина и т.д. Вторую группу составляют осложнения, связанные с конструкцией скважины или УСЭЛН - диаметр обсадных и эксплуатационных колонн, сложная инклинометрия [3]. В зависимости от того, какое воздействие они оказывают на технико-экономические параметры эксплуатации скважин, каждая группа в свою очередь делится на факторы с положительным и с отрицательным действием.

Поддержание заданных объёмов добычи нефти в РФ становится на сегодняшний день более трудной задачей - это связано с ростом удельного веса трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ), а также ухудшением товарных характеристик нефти, в основном на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

На сегодняшний день один из главных трендов нефтяной промышленности - это уменьшение доли высококачественных запасов по категориям А, В, С1, 2/3 из которых (а это около 12 млрд т) классифицируются как ТрИЗ'ы. Среди других трендов - преимущество государственных компаний в нефтедобыче, низкий уровень прироста разведанных запасов из-за уменьшения инвестиций в геолого-

разведывательные работы, объединение нефтесервисных предприятий и, конечно, активное внедрение новых цифровых технологий [4]. В 2018 г. было добыто 517,5 млн тонн, а уже в 2019 г. добыча нефти составила 560,2 млн тонн, что на 7,6 % больше предыдущего года.

На рисунке 1.1 показан общий фонд дающих продукцию скважин в РФ.

Рисунок. 1.1 - Динамика фонда скважин, тыс. скважин [5]

По состоянию на 2022 г. [5] фонд дающих продукцию скважин составляет 158,7 тыс. скважин (за последние 12 лет вырос на 18%). Прирост к 2021 г. составил 2,05% (3,2 тыс. скважин). Число скважин, оборудованных УСЭЛН и дающих продукцию за 12 лет, увеличилось на 55 %, оборудованных ШСНУ -уменьшилось на 20 %. Если 10 лет назад УСЭЛН занимали около 50% фонда, то сегодня эта цифра достигает 70%. Это долговременная тенденция нефтяных компаний, нацеленная на максимальный отбор продукции из скважин. На сегодняшний день УСЭЛН осуществляется добыча более 80% нефти от общего объёма по РФ [5].

Скважины, не работающие более одного календарного месяца, относят к бездействующему фонду. Такие скважины могут быть остановлены в текущем году или переведены в нерабочее состояние за предыдущие годы. В 2019 г. доля бездействующих скважин составила минимальное значение за весь рассматриваемый период - 8,0% (14,5 тыс. шт.) [6].

За период с 2008 по 2018 г. динамика скважин, находящихся в бездействующем фонде, была непостоянной, однако определяется общий тренд на уменьшение доли бездействующих скважин в общем эксплуатационном фонде скважин почти в 2 раза. В 2020-2021 гг. произошёл рост бездействующего фонда. Причинами этому были «пандемия СОУГО-19» и договор членов ОПЕК+ о снижении добычи нефти. На рисунке 1.2 показан фонд скважин, находящихся в бездействии, и его удельный вес (за период 2008-2022 гг.).

Рисунок. 1.2 - Фонд скважин, находящихся в бездействии и его удельный вес

В 2022 г. фонд скважин, находящихся в бездействии по РФ, составил 27,6 тыс. скважин. По сравнению с 2021 г. наблюдается тенденция снижения скважин, которые находятся в бездействии на 34,6% (с 42,2 до 27,6 тыс. скважин), что

свидетельствует о стремлении нефтяных компаний к снижению простаивающего фонда скважин [6]. В основном данные скважины расположены на зрелых месторождениях, сосредоточенных в регионах Западной Сибири.

С проблемой бездействующих скважин и на сегодняшний день сталкиваются практически все компании РФ, осуществляющие нефтедобычу. Главная причина данной ситуации заключается в том, что крупные месторождения нефти находятся на поздней стадии разработки. Данная стадия характеризуется ухудшением геологических условий нефтеносного пласта, низким дебитом и увеличением обводнённости продукции скважины [7].

Наибольшее распространение получил такой перспективный вариант вывода скважин из бездействующего фонда, как строительство боковых стволов (преимущественно малого диаметра). По состоянию на 2020 г в РФ эксплуатируются более 30000 нефтяных скважин с боковыми стволами малого диаметра, и их количество растёт ещё как минимум на 3000 штук в год [8].

В ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» наиболее распространённые диаметры эксплуатационных колонн нефтяных скважин 168 мм и 146 мм. Анализ конструкций нефтяных скважин с боковыми стволами малого диаметра показал, что скважины с эксплуатационной колонной 168 мм составляют 19,2%, в то время как скважин с эксплуатационной колонной 146 мм - 80,8%. Уменьшение диаметра эксплуатационной колонны приводит к уменьшению диаметра бокового ствола, который возможно пробурить в этой скважине. Наиболее распространённые диаметры обсадных колонн боковых стволов - 114 мм, 102 мм и 89 мм (рисунок 1.3). Боковой ствол диаметром 114 мм встречается в основном у скважин с основной эксплуатационной колонной 168 мм, скважины с эксплуатационной колонной 146 мм имеют в основном боковые стволы диаметром 102 мм, реже 89 мм.

ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина (в целях сокращения расходов на бурение) в 2019 году приняло Программу развития фонда скважин, основная

задача которой в срок до 2025 года пробурить 10 тысяч скважин под эксплуатационную колонну диаметрами 114, 102 и даже 89 мм [9].

Диаметры боковых стволов, %

70 60 50 40 30 20 10 о

69,2

20,3

1 10,5 1

0114 мм

0102 мм

089 мм

Рисунок. 1.3 - Распределение диаметров боковых стволов в РФ, март 2021

В таком случае необходимо тщательно анализировать и подбирать способ эксплуатации скважины и тип оборудования. Из ныне существующих вариантов можно использовать УСЭЛН малого диаметра, СШНУ специальной конструкции, гидроприводных насосных установок (ГПНУ), а также установки стандартного оборудования (в основном стволе) с хвостовиком (в БС).

СШНУ специальной конструкции подразумевает собой установку, штанговые колонны в которой заменены на канат специальной конструкции [10]. Канатная штанга устанавливается наиболее часто в месте интенсивного набора кривизны и предназначена для предотвращения истирания колонны штанг и НКТ и последующим обрыву штанг и потере герметичности колонны НКТ.

Однако для стволов скважин с большим углом отклонения от вертикали (свыше 45°) эффективность работы насосной части установки резко стремится к нулю из-за того, что рабочий орган клапана (преимущественно шарикового типа) не садится на седло [11]. Частично эту проблему можно решить применением клапанов самоустанавливающегося типа или с принудительным закрытием. Иной

вариант - применение специальной конструкции насоса (дифференциального типа), обеспечивающего принудительный ход плунжера насоса вниз и принудительное открытие-закрытие всасывающего клапана. Известно о более чем 100 скважинах, оборудованных установками скважинных насосных установок с канатными штангами [12,13], а значит, это оборудование ещё будет набирать популярность и модернизироваться.

Единственная проблема СШНУ любой конструкции - её ограничение по глубине и по дебиту [14]. Поэтому в качестве альтернативы можно рассмотреть ГПНУ со струйным насосом в качестве рабочего органа.

Распространение ГПНУ в РФ составляет лишь доли процентов, поэтому его рассмотрение в настоящей работе не проводится.

В связи с ранее упомянутым широким распространением УСЭЛН на отечественных месторождениях дальнейшие исследования будут проводиться для данного оборудования. Далее рассмотрим факторы, осложняющие эксплуатацию скважин с помощью УСЭЛН.

1.2 Факторы, осложняющие эксплуатацию скважин с помощью УСЭЛН

1.2.1 Высокая вязкость добываемого флюида

Характерной особенностью современной нефтедобывающей промышленности является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли ТрИЗ. Мировые запасы ТрИЗ с особыми свойствами (тяжёлая, вязкая, парафинистая, смолистая) значительно превышает запасы легкой нефти. Во многих промышленно развитых странах мира тяжёлая нефть рассматривается в качестве основной базы развития нефтедобычи на ближайшие годы. Как показано в разделе 1.1, в РФ на сегодняшний день также большую часть запасов составляет ТрИЗ (около 65%) [4]. В частности вязкие нефти, к которым принято относить нефть с динамической вязкостью 30 мПа-с или с кинематической вязкостью

5 2

3,5 10" м/с (=35 сСт) и выше. Мировые запасы такой нефти значительно превышает запасы нефти малой и средней вязкости и составляют, по оценкам специалистов около 1 трлн. т., что более чем в 5 раз превышают объём остаточных извлекаемых запасов легкой нефти. В соответствии с прогнозами, при сохранении темпов приращения добычи на существующем уровне, добыча трудноизвлекаемой нефти увеличится к 2030 г. в 4 раза [15-18].

Вопрос о влиянии вязкости жидкости на рабочие характеристики центробежного насоса находился в центре внимания в течение многих десятилетий, например, это труды Р.М. Раскина, К.А. Ибатулова, К.Н. Солдатова, Т.И. Жуковой, Д.Я. Суханова, П.Д. Ляпкова, П.Л. Янгулова и др. [19-29]. Однако все работы о влиянии вязкости и по пересчёту характеристик проводились для тех ступеней, которые были выполнены по «классической» схеме. Современные конструкции ступеней имеют существенные отличия и создаются из новых материалов по совершенно иным технологиям.

Анализ множества технических решений и существующих конструкций лопастных насосов при работе в условиях как высокого свободного газосодержания, так и в высоковязких средах, позволяет сделать заключение о перспективности проектирования и эксплуатации ступеней, способных эффективно работать в подобных осложнённых условиях.

1.2.2 Механические примеси

Проблема отказов скважинного насосного оборудования из-за засорения и износа, вызванных присутствием в добываемой жидкости большого количества механических примесей, особенно с включением абразивных частиц, является одной из наиболее значимых.

Значительный вклад в изучение процессов отрицательного влияния механических примесей на работу скважинного оборудования, а также разработку методов борьбы с ними, внесли такие учёные как: А.В. Булат, В.Н. Ивановский,

А.А. Сабиров, А.М. Пирвердян, Н.Д. Булчаев, К.Р. Уразаков, С.Б. Якимов, И.С. Пятов и другие [30-45].

Механические примеси способны засорять рабочие каналы рабочего колеса и направляющего аппарата. При концентрации твёрдых абразивных частиц в откачиваемой жидкости более 100 мг/л в течение короткого периода времени полностью выходят из строя торцевые поверхности рабочих колёс, текстолитовые шайбы, уплотнения, т.е. значительно снижается ресурс насоса. При этом резко возрастает вибрация установок ЭЛН, увеличивается вероятность разгерметизации торцевых уплотнений гидрозащиты, что приводит к отказу погружного электродвигателя. При сильной вибрации нередки случаи падения оборудования на забой скважины. [43,46,47]. По данным [48] на отказы УСЭЛН из-за механических примесей приходится более 1/3 отказов.

Методы борьбы с негативным влиянием мехпримесей делятся на три основные категории [30]:

• предотвращение/ограничение поступления мехпримесей в скважину,

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ивановский Александр Владимирович, 2024 год

- -

1 - —

1= У - г

-

-

-

-

-

-

и

—

- 1

4- 441 и 441 4

Рисунок П.А.4 - Расчётная сетка в одноступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 23874 ячейки

Рисунок П.А.5 - Расчётная сетка в одноступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 75390 ячеек

Рисунок П.А.6 - Расчётная сетка в одноступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 104150 ячеек

Рисунок П.А.7 - Расчётная сетка в одноступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 126740 ячеек

Рисунок П.А.8 - Расчётная сетка в одноступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 185000 ячеек

-Ш

1

1. ш

1 :

-+Н1 г -+Н1

Рисунок П.А.9 - Расчётная сетка в одноступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 263797 ячеек

Рисунок П.А.10 - Расчётная сетка в одноступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 383593 ячейки

Рисунок П.А.11 - Расчётная сетка в одноступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 626418 ячеек

Рисунок П.А.12 - Расчётная сетка в одноступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 1150613 ячейки

ПРИЛОЖЕНИЕ Б - Расчётные сетки для СРБ-расчёта трёхступенчатой насосной системы

(справочное)

=и гЫ

—

/

1 / /

1

I

—

Ьи Ьр ■А

Рисунок П.Б.1 - Расчётная сетка в трёхступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 11270 ячеек

Г 1" "Т1 да г "И "Г

-1

_ —р

1 J н/ -

.. /

—'-|

-И

4- -14 У _-л=п 1 4-

Рисунок П.Б.2 - Расчётная сетка в трёхступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 15230 ячеек

1 =1 ±1 Г .111

У

и

1

11 1 V 1II л ____1_и и

Рисунок П.Б.3 - Расчётная сетка в трёхступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 28720 ячеек

=ы ¡гЬЫ -=ы

-

- - 1 - 1 :

- ■ - 1

-

:

1 ГТ"1

1-- -

(Г . ТП гп ^ . ТП

Рисунок П.Б.4 - Расчётная сетка в трёхступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 36000 ячеек

1 1 =У Л-441

1

""1 , г

1 1

и

и

г-: т 1

■'ТТ

/

1 —

1

1 тп ь Т1 Бас . ТП

Рисунок П.Б.5 - Расчётная сетка в трёхступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 95070 ячеек

М -и —

-----

----- -

----- :

----1 = = гт Нцшг

В I Е

9 3 В

-Л

ш

■Л ни ЕЕ £

Рисунок П.Б.6 - Расчётная сетка в трёхступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 205000 ячеек

Рисунок П.Б.7 - Расчётная сетка в трёхступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 418500 ячеек

=1

| Е =

11 ищу;;

[ !

) л : =

| 1::

Ш

3 ! = =

__ = ш

:== ;!!!!!!!!; |

а

Рисунок П.Б.8 - Расчётная сетка в трёхступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 608450 ячеек

Я [ шшт

3 9 в

и

■Ш

Рисунок П.Б.9 - Расчётная сетка в трёхступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 1580000 ячеек

Рисунок П.Б.10

- Расчётная сетка в трёхступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 2055000 ячеек

($""!""! ++"" "!"!!U! *# ""

Рисунок П.Б.11 - Расчётная сетка в трёхступенчатой сборке ЭЛН, содержащая 2600000 ячеек

ПРИЛОЖЕНИЕ В - Расчёт необходимого количества экспериментов

(обязательное)

Для расчёта количества необходимых экспериментов проводится расчёт по изложенной ниже методике.

Принимая за искомое достоверное значение область применения ступеней ЭЛН, характеризующей одну из точек работы ступеней ЭЛН, получаем, что для построения каждой достоверной (или осреднённой) паспортной характеристики нужно провести серию не менее, чем из 3 (трёх) замеров, т.е. получить минимум по 3 (три) значения рабочих точек, по которым строится осреднённая характеристика.

Перед началом каждой серии экспериментов проводились наладочные работы стендовой установки и проверка показаний приборов.

Для обработки экспериментальных данных применяются стандартные методики. В зависимости от целей, которые ставятся в ходе проведения эксперимента, подбирается соответствующий способ обработки данных.

При необходимости определения конкретных значений различных коэффициентов (в т.ч. коэффициентов гидравлических, коэффициентов подобия и др.) в качестве оценки истинного значения этих величин применено взвешенное среднее арифметическое значение

Ил • щ

а и 1 , (П.В.1)

где X - значение обрабатываемого результата, - вес измерений, N -число измерений.

Учитывая, что все измерения проводились одним человеком в одно и тоже время одними и теми же приборами, можно принять, что все N измерений проведены с одинаковой точностью, и тогда

N

= ^, (П.В.2)

а~хср = ц У х-1=1

где Хср - среднее значение измеряемых величин.

Расчёты значения коэффициентов в уравнении кривой были проведены в предположении, что эта зависимость - линейная функция. Значения её параметров отыскивались методом наименьших квадратов. Для простоты расчётов уравнение этой прямой переписывалось следующим образом:

У-УСр = А'•(Х- Хср) , (П.В.3)

где: Хср - среднее значение измеренного аргумента; Уср - среднее значение измеренной функции.

При этом параметр А 'определяется по формуле:

^ _ (Х¥)ср ХСр • Уср

= (Х2)ср - (Хср)2 ' (П В 4)

ср '

(Х¥)ср '

Учитывая, что все измерения равноточны и количество измерений каждого параметра одно и тоже, то формулы для определения параметров в уравнений У=АХ+Б можно записать в виде:

N • У,]

Л = ^Г^1^?,^*^1", (П.В.5)

В = ' (ПВ6)

Для того, чтобы убедиться в статистической достоверности результатов, вычисляется коэффициент корреляции г по формуле (П.В.7):

г = sign(Л)

выч ^ср}

^Ср)

2

(П.В.7)

N

где б1§п(Л) - кусочно-постоянная функция действительного аргумента (в данном случае - А), при этом:

sign(Л) =

Г 1,Л > 0;

0,А = 0; {-1,А < 0.

Для решения этой задачи была составлена программа расчётов этих параметров на ЭВМ.

Рассмотрим теперь способ решения задач определения формы кривой по отдельным экспериментальным точкам.

Анализ экспериментальных данных показал, что их изменения могут быть описаны многочленом некоторой степени п0

По

у = ^агГ = а0 + а^Х + а2^Х2 + ...+ ащ) • Хпо, (П.В.8)

¿=0

и что измеренные значения функции Ук содержат только случайные ошибки щ Относительно ошибок щ предполагается, что они независимы и следуют нормальному закону распределения с одной и той же дисперсией о2

при равноточных измерениях и [^ /ш] при неравноточных. Учитывая

изложенные выше условия проведения экспериментов, считаем, что все экспериментальные данные, относящиеся к какому-нибудь одному типу зависимости, можно принять равноточными. При этом исходный многочлен будет определяться следующим уравнением:

Пг

У = ЬоРо(Х) + ЬМХ) + ••• + ЬПоРПо(Х) = ^ Ь^(Х), (П.В.9)

}=0

где: Р](Х) - ортогональные многочлены Чебышева на множестве точек

Ортогональные многочлены Чебышёва младших степеней со старшим коэффициентом, равным 1, имеют вид:

Ро(Х) = 1, (П.В.10)

Р1(Х)=Х-ХСр. (П.В.11)

Ортогональные коэффициенты высших степеней со старшим коэффициентом, равным 1 , имеют вид:

Р]+1(Х) = (Х + р]+1)^Р1(Х)-

"I • Р-1

Н)-1

N

(П.В.12)

к=1

нгГк=1Х^р](хк) =

Ошибки щ в измерениях значений функций вызывают ошибки $ в коэффициентах bj. При указанных выше предположениях ошибки $ будут независимы и будут распределены нормально с центром 0 и дисперсиями

а /н- ), 0=0,1,2,3, ... , по).

Случайные ошибки измерения значений функций и вызванные ими ошибки $ в коэффициентах разложения порождают отклонения измеренных значений функций от вычисленных. Если найденные по результатам эксперимента значения параметров Ь обозначить через (Ь])э, то названные отклонения будут равны:

п

(П.В.13)

Отклонения Як следуют нормальному закону распределения с центром 0 и дисперсией, равной:

По

а2 • 0,1

1-1

1

(П.В.14)

]=0

Минимальная сумма квадратов отклонений

N

N

По

^0 = ^*2 = ^ 0¥к - •Р](Хк), к=1 к=1 }=0

(П.В.15)

имеет среднее значение (математическое ожидание):

М^По = а2^Ы-щ-1),

'По

(П.В.16)

При достаточно большом числе N можно считать:

о2 =

Б.

Пг

5-

По + 1

(N-710-1) (N-710-2)'

(П.В.17)

Таким образом, каждое вычисленное значение Б„ делиться на число (Ы-п-1) и полученное отношение сравнивается с предыдущим значением этого отношения. Повышение степени многочлена продолжается до тех пор, пока это отношение не перестает заметно убывать. То значение п=п0, при котором отношение практически перестает убывать, даёт оптимальную степень.

В результате расчётов было определено (см. таблицу П.В.1), что для построения достоверных характеристик исследуемых ступеней необходимо и достаточно провести 3 (три) испытания на каждом режиме. Это подтверждается незначительным отличием дисперсий для 3 (трёх) и 4 (четырёх) повторов испытаний (а2(п=3)=0.00043; а2(п=4)=0.00030).

Таблица П.В.1 - Расчёт количества стендовых экспериментов, необходимого и достаточного для построения достоверной характеристики ступени ЭЛН

-5

(на примере Р=25 м /сут)

Количество опытов

п 1 2 3 4 5 6 7

Н м 1,35 — — — — — —

1,35 1,31 — — — — —

1,35 1,31 1,34 — — — —

1,35 1,31 1,34 1,34 — — —

1,35 1,31 1,34 1,34 1,33 — —

1,35 1,31 1,34 1,34 1,33 1,35 —

1,35 1,31 1,34 1,34 1,33 1,35 1,33

Нсред, м 1,35 1,33 1,33 1,335 1,334 1,337 1,336

а — 0,0283 0,0208 0,0173 0,0164 0,0151 0,0138

а2 — 0,00080 0,00043 0,00030 0,00027 0,00023 0,00019

ПРИЛОЖЕНИЕ Г - Сертификат соответствия на вертикальный стенд

(обязательное)

ПРИЛОЖЕНИЕ Д - Документы по опытно-промышленным

испытаниям насосов

(обязательное)

1. Объект испытания, количество оборудования, типоразмеры

1.1. Объектом опытно-промышленных испытаний являются электронентробежные насосы ЭЦН02А-25(40)-420 в количестве 2-х штук разработанные в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Таблица 1 - Условия применения насосов ЭЦН02А-25(40)-420 производства РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Максимальный темп набора кривизны ствола скважины, 0 на 10 м 2

Максимальное гидростатическое давление в зоне установки, атм 250

Максимальное отклонение ствола скважины от вертикали. ° 90

Максимальная кинематическая вязкость, мА 1*

Максимальная плотность жидкости, кг/м"1 1400

Водородный показатель попутной воды. р11 6-8,5

Максимальная массовая концагграция взвешенных частиц, мг/л 100

Микротвсрдость частиц по Моосу, баллон не более 5

Содержание попутной воды, % не более 99

Содержание свободного гата на приеме насоса, не более: 25

Температура жидкости, "С не более 90

*- максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД.

2. Цель испытаний

2.1. Целью проведения опытно-промышленных испытаний является подтверждение паспортных характеристик, определение работоспособности и технико-экономической эффективности насосов ЭЦП02А-25(40)-420 при использовании в скважинах с БСМД диаметром 102 мм на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

3. Критериями успешного проведения опытно-промышленных испытаний элсктроцентробежных насосов ЭЦ1102Л-25(40)-420 на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» являются:

3.1.1. Работа насосов в соответствии с паспортными характеристиками в течение срока ОПИ.

4. Место проведения и сроки проведения опытно-промышленных испытаний

4.1. Местом проведения опытно-промышленных испытаний являются нефтяные скважины с БСМД диаметром 102 мм.

Срок опытно-промышленных испытаний насосов ЭЦН02А-25(40)-420 устанавливается продолжительностью 180 суток с момента запуска скважины, с подъемом и комиссионным разбором установок при снижении подачи на 25 % от установившейся после вывода на режим и 50 % от номинальной производительности насоса. Допускается производить подсчет общей наработки на отказ в случае преждевременного подъема установки с подконтрольным Оборудованием (в отношении каждого насоса), если подъем произошел не по вине подконтрольного Оборудования. В случае отказа срок OIГИ приостанавливается на время ремонта.

S. Методика проведения работ

5.1. Входной контроль насосов ЭЦН02А-25(40)-420 осуществляется ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис» согласно методикам входного контроля принятым на предприятии. Присутствие представителей РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИиефть» в г. Тюмени на входном контроле является обязательным. При отсутствии возможности проведения входного контроля элемента оборудования (отсутствие технологии или оборудования) фактом подтверждающим работоспособность оборудования являются протоколы технического испытания, предоставленные РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Вызов представителей осуществляет ТПП «Повхиефтегаз» путем направления писем не позднее 5 суток до начала проведения входного контроля, с указанием сроков проведения входного контроля.

5.2. Монтаж осуществляют специалисты ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис» в присутствии представителей РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИиефть» в г. Тюмени, присутствие представителей на спуске ГПО так же является обязательным. Вызов представителей осуществляет ТГ1П «Повхиефтегаз» путем направления писем не позднее 5 суток до начала проведения монтажа, с указанием сроков проведения монтажа.

5.3. Пробный запуск и вывод скважины па режим осуществляется специалистами ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис» и ЦДНГ ТПП «Повхиефтегаз» в присутствии представителей РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИиефть» в г. Тюмени. 11рн этом фиксируются основные рабочие показатели, которые записываются в Журнал наблюдений (Приложение 1).

5.4. Контроль за эксплуатацией оборудован на осуществляет 1ЩИГ ТПП «Поихнсфтегаз» в соответствии с регламентами, СГП принятыми а ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»,

5.5. На период ОПИ ЦДНГ ТПП «Повхнефтегаэ» обеспечивает контроль за параметрами работы скважины и оборудования, с занесением данные в электронную шахматку и в Журнал наблюдений (Приложение I )-Контроль и занесение рабочих показателей системы «скважина-насосная установка» в Журнал наблюдений производится раз в 15 минут в течение 2 часов после вывода скважины на режим и изменении параметров работы оборудования, а во иремн эксплуатации на установившимся режиме 1 раз к 12 часон.

Во время ОПИ рабочие параметры ЭЦН02А-25(40)-420 должны изменяться за счет изменения частоты вращения ротора насосной установки. Первоначальная частота вращения, выбранная на основании подбора оборудования к конкретной скважине используется в течение 7-10 суток после нывода ни режим. После устойчивой работы системы «скиажина-насоснан установка» в течение 10 суток частота вращения ротора установки увеличивается на 10 %. Изменение частота вращения должно проводиться плавно, со скоростью возрастания частоты вращение не более, чем на 50 об/мин за 10 минут. После каждых 1П минут перехода на новую частоту вращения основные рабочие показатели заносятся в Журнал наблюдений, Па новой (-НО % от первоначальной) частоте вращения система «с к в аж и на-насосная установка» должна проработать 10 суток.

Через 10 суток устойчивой работы системы «скважина-насосная установка» частота вращения ротора установки снова увеличивается па 10 %. Указанные операции повторяются до достижения максимально допустимой частоты вращении вала насоса.

Максимальная частота вращения ротора насосной установки ограничена частотой в 5БДО об/мнн (указана в Паспорте насоса Э11Н2Л-25(40)-420).

5.6. При возникновении осложнений в процессе подконтрольной .эксплуатации оборудования, ТПП «Повхпефтегаз» привлекает специалистов РГУ нефти и газа (НИУ) имени И М. Губкина и Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени. Вызов представителей осуществляет ТПП «Повхнефтегаз» путем направления писем не позднее 3 суток с момента возникновения осложнений.

5.7. С целью совместного корггроля и оценки эффекта от внедрения оборудования, РГУ нефти и газа (1ШУ) имени И.М. Губкина и Филиал ООО «ЛУКОИЛ-Инжнняринг» «Когалы и НИПИнефть» к г, Тюмени, по согласованию с ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», проводит анализ на

4

основе данных, предоставленных ТПП «Повхнефтегаз». Данные для анализа работы предоставляются по электронной почте на адрес РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М Губкина и Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжннпринг» (ЖогапыиНИПИлефть» в г. Тюмени - еженедельно,

6. Подъем н ра ¡Гюр оборудования

6.1. Подъем ГНО н демонтаж проводится в соответствии с «Регламентом расследования оборудования, не отработавшего гарантийный срок» принятым в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»,

6.2. Демонтаж подконтрольного Оборудования производит ООО «ЛУКОЙЛ 31 [У Сервис» в присутствии представителей РГУ нефти и газа (НИУ) имени K.M. Губкина и Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНЩ 1Инефть» в г. Тюмени. Вызов представителей осуществляет ТПП «11овхнефтегаз» путем направления писем не позднее 3-х суток до начала проведения демонтажа, е указанием сроков проведения демонтажа.

6.3. Контрольный разбор оборудований проводится на производственной базе ООО «ЛУКОЙЛ ЭГТУ Сервис» а присутствии представителей РГУ нефти и газа (ПИУ) имени И.М. Губкина и Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Ипжиннринг» «КогалымНЙПИнефть» в г. Тюмени. Вызов представителей осуществляет ТПП «Повхнефтегвз» путем направления писем не позднее 3-х суток до начала проведения расследовании, с указанием сроков проведения расследования.

6.4. Результаты разбора подконтрольного Оборудования оформляются трехсторонним Актом расследования причин преждевременного выхода hj строя Оборудования и направляются в адрес РГУ нефти и газа (НИУ) имени ИМ, Губкина н Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИеефть» в г, Тюмени в течение 2 рабочих дней после составления акта.

6.5. При необходимости, по решению комиссии ревизия насосов ЭЦН02А-25(40)-420 производится на базе ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис» с участием представителей РГУ нефти и газа (НИУ) имели ИМ, Губкина и Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИЛИнефть» в г. Тюмени, h случае отсутствия возможности проведения ревизии, оборудование вывозится на завод изготовитель,

7, Оформление результатов л шлио-промышленной эксплуатации

7.1. Вся информация о результатах опытно-про мы тленных испытаний оборудования является конфиденциальной и можег быть представлена третьим лицам только с письменного согласия ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО «ЛУКОЙЛ ЭЛУ Сервис», РГУ нефти н газа (НИУ) имени ИМ, Губкина и филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалынНИПИнефть» в г, Тюмени.

7.2. Акты оформляются:

7.2.1, После входного контроля, монтажа, запуска, ВНР и демонтажа каждой установки с насосом ЭДН02А-25(40)-420!

7.2.2. Через 1Я0 суток со дня запуска;

7.2.3. В случае прежде временного выхода из строя каждой установки с насосом ЭЦН02А-25(40)-420 или при подъеме установки по достижению наработки I SO суток.

7.2.4, По результатам комиссионного разбора установки,

7.3. На основании актов, указанных в и.7.1 ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» совместно с РГУ нефти и газа (НИУ) имени ИМ, Губкина и Филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринге «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени оформляют итоговый акт о завершении испытаний, служащий основанием для выдачи заключения о результатах проведения ОНИ насосов ЭЦН02А-25(40)-420, производства РГУ нефти и газа (НИУ) имени И,М. Губкина на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», Заключение готовит ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и направляет в адрес РГУ нефти и газа (НИУ) имени И М. Губкина и Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г, Тюмени р течение L0 суток после оформления итогового протокола о проведении ОНИ.

7.4. Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжипнрнпг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени по завершению ОПИ, предоставляет ООО «ЛУКОЙЛ-Западнам Сибирь» отчет о проведении опытно-промышленных испытаний, н том числе выдачу рекомендаций гю дальнейшему применению подконтрольного оборудования.

6

I OI.UH1E СВЕДЕНИЯ OB ИЗДЕЛИИ

1.1 Опытный промыт 1СМИЫП »браки злектроцснтробежмого насоса '.>ЦН02Л-25-420 (плюс «насос») претил i.'jvicVi для откачки пластовой жидкости m нефтяных скважин *

Насос выполнен в 2Л юбарни- с номинальной полачей 25 м'/сут « номинальным напором 420 м с плавающим типем сборки модуль-секций. Насос комплектуется обратным клапаном широкою тина и клапаном сливным Ступень насоса открытого типа одноопорной конструкции состоит из направляющею аппарата и колеса рабочею. Осевая опора вала вынесена из секции в пирошииту В секциях насоса вдоль оси установлены промежуточные подшипники вала с парой трения «твердый саган 1верлый сплав». Соединение секций 8-мн зле мент нос по типу «фланец корпус» осуществляется ресурсными винтами (болтами) MSxl Профиль шлицев вала эвольвентный. Кон|ровка резьбовых соединений гояовок и оснований модуль-секций производится герметиком УНИГЕРМ-9 ТУ 2257-516-00208947-2009

Дата выпуска 13 01 2016т _

Завод изютовмель. г. Ижевск, ООО «Ижнефтсцласт»

1.2 Показатели назначения по перекачиваемым средам

Среда пластовая жидкость смесь нефти попутной воды, минеральных примесей и нефтяною 1аза

Внимание!

Насос поставляет! с «паковочными пробками и крышками, коюрые при монтаже на екпажнне необходимо демонтирован..

2 ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ И ХАРАКТЕРИСТИКИ

2.1 Параметры насоса на воде плотностью 1000 кг/м' при приведенных частотах вращения указаны в таблице I

1 |ривслеиная частота вращения вала, об'мин Параметры Значение

Номинальная подача. м''сут 25

2910 Напор при номинальной подаче, и 42»

Мощность при номинальной подаче. кВт 8.4

Рабочая зона при номиныыюй подаче, м'/сут 12-30

Номинальная подача подача, м'/сут 40

5800 Напор при >к>миналмюй подаче, м 1830