Размещено на http://www.allbest.ru/

"Технический, эксплуатационный и экономический анализ показателей функциональной пригодности и работоспособности насосов погружного типа"

погружной насос штанговый декомпозиция

Введение

В качестве технической системы мной были выбраны насосы погружного типа. Мой выбор пал именно на них по следующим причинам:

-личный интерес;

-работа, связанная с данными агрегатами, в настоящее время;

-актуальность темы в современном мире.

Погружной насос -- насос, погружаемый ниже уровня перекачиваемой жидкости. Это обеспечивает подъем жидкости с большой глубины, хорошее охлаждение узлов насоса, и позволяет поднимать жидкости с растворенным в ней газом. Устанавливается в буровых скважинах, шахтных колодцах, технологических ёмкостях.

Различают два типа погружных насосов: штанговые погружные насосы и бесштанговые погружные насосы.

Штанговые:

погружные насосы, в которых привод осуществляется от независимого двигателя, находящего на поверхности жидкости, через механическую связь (штангу).

Бесштанговые:

погружные насосы выполняются в одном агрегате с электрическим (или гидравлическим) двигателем. Питание электродвигателя осуществляется через погружаемый силовой кабель. Данные насосы являются наиболее распространёнными. К ним относятся скважинный насос, колодезный насос, а также фекальный насос и дренажный насос.

В случае применения гидродвигателя, источником энергии служит та же самая перекачиваемая жидкость, подаваемая в насос под высоким давлением. В этом случае независимый двигатель с насосом устанавливается на поверхности. Частный случай такой системы -- гидролифт, в котором вода, подаваемая с поверхности под высоким давлением, увлекает с собой дополнительный объём воды из скважины.

Из числа скважинных погружных насосов наибольшее распространение получили центробежные насосы с погружным водо-, либо маслонаполненным герметичным электродвигателем соединенные коротким валом в моноагрегат, который подвешиваются в скважине на колонне водоподъемных (насосно-компрессорных) труб, либо устанавливается с устройством беструбного водоподъема, фиксирующим насос в обсадной колонне скважины на требуемой глубине и обеспечивающим подъем жидкости на поверхность по колонне обсадных труб.

В последние годы нефтяная промышленность получает большое количество новых видов ЭЦН, для изготовления которых чаще применяются высококачественные материалы и высокие технологии, которые ранее использовались лишь в азрокосмических отраслях.

Эксплуатация в нефтяных скважинах ЭЦН широко распространена на нефтяных промыслах Российской Федерации, и, особенно, в Западной Сибири. В этом регионе более 90 % всей добываемой нефти поднимается на поверхность земли с помощью ЭЦН. Особенно широко используются центробежные насосы при интенсификации добычи нефти.

Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.

В области больших подач (свыше 80 м3/сут) ЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м3/сут КПД ЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД ЭЦН резко падает

Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Работа установок ЭЦН до статочно легко поддается автоматизации и телеуправлению.

Монтаж наземного оборудования ЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах.

Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет по Западной Сибири в среднем около года. Применение новых кон структивных разработок, а также усовершенствование способов диагностики, обслуживания и ремонта позволит в ближайшие годы увеличить межремонтные сроки в 1,5-2 раза.

Разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась еще в начале XX века, когда А.С. Арутюнов вместе с В.К. Долговым разработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем. Впоследствии А.С. Арутюнов создал всемирно известную фирму REDA - Русский электродвигатель Арутюнова.

Промышленные образцы центробежных насосов с электроприводом были разработаны в Советском Союзе Особым конструкторским бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН). В настоящее время многие российские фирмы продолжают работы по созданию бесштанговых насосов новых типов и типоразмеров и следят за рациональным применением разработанных конструкций.

Актуальность исследования определяется тем, что эксплуатация нефтяных скважин ЭЦН широко распространена на нефтяных промыслах Российской Федерации, и, особенно, в Западной Сибири. В этом регионе более 90 % всей добываемой нефти поднимается на поверхность земли с помощью ЭЦН. Особенно широко используются центробежные насосы при интенсификации добычи нефти.

Целью работы является технический , эксплуатационный и экономический анализ показателей функциональной пригодности и работоспособности насосов погружного типа. Отсюда, в задачи работы входит не только рассмотрение основных узлов установки ЭЦН, их назначение и характеристик, а включает также анализ дальнейшего использования насосов в долгосрочной и краткосрочной перспективе, и более того - определение «проблемных» сфер в работе насосов.

Прежде, чем переходить к дальнейшему анализу технических характеристик и особенностей работы насосов погружного типа, необходимо определить, так сказать, «сферу интересов» данного исследования.

Мною был подготовлен Рис.1.1. для того, чтобы наглядно представить место рассматриваемого оборудования в промышленности.

Рис.1.1. Схема способов добычи нефти

Из приведенной диаграммы видно, что в целом добыча нефти осуществляется тремя способами: фонтанным, газлифтным и насосным. В свою очередь существует всего лишь 2 группы насосной добычи нефти - штанговыми насосами и насосами погружного типа.

Статистика гласит, что в Российской Федерации уста новками ЭЦН оснащено более 35 % всех нефтяных скважин и добывается более 65 % всей нефти.

Если взять общий фонд действующих добывающих скважин в России - по статистике это 118 867 скважин, то можно подсчитать, что 35% от этого количества составляет 41 604 скважины в стране в среднем оборудованы электропогружными насосами. Однако в нашей стране есть скважины, которые не эксплуатируются, т.е простаивают. Разница между действующими и простаивающими (по моим подсчетам) составляет 36 801 скважины. Таким образом, можно подсчитать, что 12 880 скважин (т.е. 35% от простаивающего количества) являются потенциалом применения ЭЦН. Следует особенно подчеркнуть, что рассчитанное количество - это насосы в работе одномоментно, а требуется еще оборотный запас насосов, и определенное количество запаса.

Отсюда, автор исследования приходит к следующим выводам:

· сфера применения электропогружных насосов ограничена потребностью промышленности (добыча нефти);

· востребованность в указанном оборудовании очень высокая;

· перспективы дальнейшего использования оптимистичны;

· будут продолжаться дальнейшие разработки и усовершенствования ЭЦН.

Далее целесообразно рассмотреть технические характеристики и параметры работы, а также номенклатуру ЭЦН.

Исторический обзор развития технической системы. Определение основных понятий и параметров

Любая техническая система, существующая в жизненной среде на протяжении своего жизненного цикла, характеризуется ресурсным (энергетическим и (или) информационным и (или) вещественным) обменом с жизненной средой, что характеризуется совокупностью трех многомерных массивов:

G - массива входных регламентированных (ресурсных или условно полезных) факторов, имеющего вид ;

F - массива входных (внешних) нерегламентированных (дестабилизирующих или условно вредных) воздействий (факторов), определяемого как ;

Y - массива выходных показателей (показателей качества), имеющего следующий вид .

Рис. 2.1. Условная схема обозначения технической системы

Компоненты массивов G, F существуют в жизненной среде независимо от наличия или отсутствия в жизненной среде интересующей технической системы;

Компоненты массива Y появляются (активизируются, могут быть использованы, рассматриваются, наблюдаются или контролируются) в жизненной среде только вследствие наличия и (или) функционирования в жизненной среде данной технической системы.

Любая техническая система существует в двух взаимосвязанных аспектах: временном (жизненный цикл) и пространственном (жизненная среда)

По определению, жизненной средой технической системы называется совокупность технических систем равной или более высокой иерархии, чем данная техническая система, которые нуждаются в функциях данной системы.

Для технической системы ЭЦН жизненной средой будет являться гидросистема, в которой она установлена (например скважина), взаимодействие с другим оборудованием: гидродвигателем, всасывающим и отводящим патрубками, регулирующей гидроаппаратурой, вспомогательными элементами гидропривода.

Жизненным циклом технической системы называют относительно устойчивый период существования системы с момента формирования потребности в системе для достижения определенных функций и до исчезновения данной системы из жизненной среды путем ее утилизации [5].

Далее определяются основные массивы факторов для данной системы.

В массив входных ресурсных факторов G входят такие параметры как:

1). Параметры рабочей жидкости, а именно ее текущая температура, давление в системе, вязкость.

2). Параметры гидросистемы, в которой должен работать агрегат: подача насоса, диаметр подводного и отводного патрубков.

3). Параметры электрической сети, к которой будет подключен данный агрегат: мощность, частота тока, напряжение и т.д.

К массиву входных дестабилизирующих воздействий F будут относиться такие внешние факторы как:

Параметры окружающей среды: температура, влажность, атомсферное давление.

К массиву выходных показателей Y относятся такие факторы, как:

1). Параметры работы насоса: создаваемый напор, подача агрегата, рабочее давление в гидросистеме.

2). Габаритные размеры и масса агрегата.

3) Экономические параметры насоса: стоимость изготовления, покупки, эксплуатации, ремонта.

4). Эргономические параметры насоса: внешний вид изделия

5). Побочные параметры, которые создает система: шум, вибрация.

Анализ развития системы

Скважинные центробежные насосы

Скважинные центробежные насосы являются многоступен чатыми машинами. Это обусловлено в первую очередь малыми значениями напора, создаваемым одной ступенью (рабочим ко лесом и направляющим аппаратом). В свою очередь небольшие значения напора одной ступени (от 3 до 6-7 м водяного столба) определяются малыми величинами внешнего диаметра рабочего колеса, ограниченного внутренним диаметром обсадной колонны и размерами применяемого скважинного оборудования - кабеля, погружного двигателя и т.д.

Конструкция скважинного центробежного насоса может быть обычной и износостойкой, а также повышенной коррози онной стойкости. Диаметры и состав узлов насоса в основном одинаковы для всех исполнений насоса.

Скважинный центробежный насос обычного исполнения предназначен для отбора из скважины жидкости с содержанием воды до 99%. Механических примесей в откачиваемой жидкости должно быть не более 0,01 массовых % (или ОД г/л), при этом твердость механических примесей не должна превышать 5 баллов по Моосу; сероводорода -- не более 0,001 %. По требованиям технических условий заводов-изготовителей, содержание свободного газа на приеме насоса не должно превышать 25%.

Центробежный насос коррозионностойкого исполнения предназначен для работы при содержании в откачиваемой пластовой жидкости сероводорода до 0,125% (до 1,25 г/л). Износостойкое исполнение позволяет откачивать жидкость с содержанием механических примесей до 0,5 г/л.

Ступени размещаются в расточке цилиндрического корпуса каждой секции. В одной секции насоса может размещаться от 39 до 200 ступеней в зависимости от их монтажной высоты. Максимальное количество ступеней в насосах достигает 550

ШТУК.

Рис. 2.2. Схема скважинного центробежного насоса:

1 - кольцо с сегментами; 2,3- гладкие шайбы; 4,5 ~ шайбы амортизаторы; 6 - верхняя опора; 7 - нижняя опора; 8 - пру жинное кольцо опоры вала; 9 - дистанционная втулка; 10 -основание; 11 - шлицевая муфта

Стоит отметить наличие модульного исполнения ЭЦН. Для создания высоконапорных скважинных центробежных насосов в насосе приходится устанавливать множество ступеней (до 550). При этом они не могут разместиться в одном корпусе поскольку длина такого насоса (15-20 м) затрудняет транспор тировку, монтаж на скважине и изготовление корпуса.

Высоконапорные насосы составляются из нескольких сек ций. Длина корпуса в каждой секции не более 6 м. Корпусные детали отдельных секций соединяются фланцами с болтами или шпильками, а валы шлицевыми муфтами. Каждая секция насо са имеет верхнюю осевую опору вала, вал, радиальные опоры вала, ступени. Приемную сетку имеет только нижняя секция. Ловильную головку -- только верхняя секция насоса. Секции высоконапорных насосов могут иметь длину меньшую, чем 6 м (обычно длина корпуса насоса составляет 3,4 и 5 м), в зависимости от числа ступеней, которые надо в них разместить.

Насос состоит из входного модуля, модуля секции (модулей-секций) модуля головки , обратного и спускного клапанов

Рис. 2.3. Модули-секции насоса ЭЦН:

1 - модуль-головка; 2 - модуль-секция; 3 - входной мо дуль

Рис. 2.4. Модуль входной насоса:

1 - основание; 2 - вал; 3 - втулка подшипника; 4 - сетка; 5 - защит ная втулка; 6 - шлицевая муфта; 7- шпилька

Рис.2.5. Модуль-головка насоса:

7 - кольцо уплотнительное; 2 - ребро; 3 - корпус

Допускается уменьшить число модулей-секций в насосе, соответственно укомплектовав погружной агрегат двигателем необходимой мощности.

Соединения модулей между собой и входного модуля с двигателем фланцевые. Соединения (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепа ратором) уплотняют резиновыми кольцами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляют с помощью шлицевых муфт.

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3,4 и 5 м, унифицированы. Для защиты кабеля от повреждений при спуско-подъемных операциях на основаниях модуля-секции и модуля-головки расположены съемные стальные ребра. Конструкция насоса позволяет без дополнительной разборки использовать модуль насосный-газосепаратор, который устанавливается между модулем входным и модулем-секцией.

Технические характеристики некоторых типоразмеров ЭЦН для добычи нефти, изготавливаемых российскими фирмами по техническим условиям представлены в табл. П1. и Рис. П1. В приложении.

Напорная характеристика ЭЦН, как видно на при веденных выше рисунках, может быть как с западающей левой ветвью характеристики (малодебитиые насосы), монотонно падающей (в основном для среднедебитных установок), так и с переменным знаком производной. Такой характеристикой в основном обладают высоко дебитные насосы.

Мощностные характеристики практически всех ЭЦН имеют минимум при нулевой подаче (так называемый «режим закрытой задвижки»), что обуславливает применение обратного клапана в колонне НКТ над насосом.

В ходе анализа имеющейся информации по теме, автором данного исследования была выявлена следующая особенность. Рабочая часть характеристики ЭЦН, рекомендуемая фирмами-изготовителями, очень часто не совпадает с рабочей частью характеристик, определяемой общими методиками насосостроения. В последнем случае границами рабочей части характеристики являются величины подач в (0,7--0,75) Qo и (1,25--l,3) Qo, где Qo -- подача насоса в оптимальном режиме работы, т.е. при максимальном значении КПД [12].

Схема установки ЭЦН и конструктивные особенности

Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробеж ного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на

Рис. 2.6. Принципиальная схема УЭЦН:

1 - автотрансформатор; 2 - станция управления;

3 - кабельный барабан; 4 - оборудование устья скважины; 5 - колонна НКТ; 6 - бронированный электрический кабель; 7 - зажимы для кабеля; 8 - погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 - приемная сетка насоса; 10 - обратный клапан; 11 -сливной клапан: 12 - узел гидрозащиты (протектор); 13 - погружной электродвигатель; 14 - компенсатор

Установка состоит из двух частей: на земной и погружной. Наземная часть включает автотрансфор матор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну ИКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильныи электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю й который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7.

Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8,-оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. В комплект погружной установки входит сливной клапан 11 через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.

Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ [9].

Установки ЭЦН в России разработаны для скважин с обсадными колоннами диаметром 127, 140, 146 и 168 мм. Для обсадных колонн размера 146 и 168 мм имеются погружные агрегаты двух габаритов. Один предназначен для скважин с наименьшим внутренним диаметром (по ГОСТу) обсадной колонны. В этом случае и агрегат ЭЦН имеет меньший диаметр, а. следовательно, и меньшие предельные величины рабочей характеристики (напор, подача, КПД) [11].

Новые ЭЦН

Необходимо отметить, что на рынке оборудования имеются разные типы погружных насосов. Мною была составлена следующая схема:

Рис.2.7. Виды насосов погружного типа

Следует отметить, что в последние годы стали применяться новые виды погружных насосов - погружные винтовые и гидропоршневые насосы.

Винтовой насос - это тоже погружной насос с приводом от электродвигателя, но жидкость в насосе перемещается за счет вращения ротора-винта. Особенно эффективны насосы этого типа при извлечении из скважин нефтей с повышенной вязкостью. Применяются насосы с приводом на устье скважин, производительность которых до 185 м3/сут; напор до 1830 м [10].

Рис.2.8. Винтовой насос

а - ротор, б - статор, в - насос в сборе

1 - корпус насоса, 2 - полость между статором и ротором

Рис.2.9. Поперечное сечение статора и ротора винтового насоса

Гидропоршневой насос - это погружной насос, приводимый в действие потоком жидкости, подаваемой в скважину с поверхности насосной установкой. При этом в скважину опускают два ряда концентрических труб диаметром 63 и 102 мм.

Насос опускают в скважину внутрь трубы диаметром 63 мм и давлением жидкости прижимают к посадочному седлу, находящемуся в конце этой трубы. Поступающая с поверхности жидкость приводит в движение поршень двигателя, а вместе с ним и поршень насоса. Поршень насоса откачивает жидкость из скважины и вместе с рабочей жидкостью подает ее по межтрубному пространству на поверхность [12].



Рис.2.10. Схема гидропоршневой установки

1 - скважинный насос

2 - погружной двигатель

3 - канал для подъема продукции из скважин и отработанной жидкости

4 - канал для подачи рабочей жидкости к погружному агрегату

5 - поверхностный силовой насос

6 - система подготовки рабочей жидкости

Определение главного показателя качества

По А.И Половинкину, для развития какой-либо технической системы необходимо иметь набор критериев, с которыми эта система эволюционировала без локальных конфликтов. Этот единый набор включает следующие группы критериев:

1) Функциональные критерии, характеризующие важнейшие показатели реализации функции ТО (производительность, надежность);

2) Технологические критерии, связанные только с возможностью и простотой изготовления ТО (трудоемкость изготовления, технологические возможности, использование материалов);

3) Экономические критерии, определяющие только экономическую целесообразность реализации функции с помощью рассматриваемого ТО (затраты материалов, энергии, получение информации, габаритные размеры);

В наше время в насостроении показатель КПД находится в стадии «насыщения» (КПД почти не увеличивается, требуются кардинально новые решения и изменения принципа действия данного оборудования). Именно поэтому, я и принял КПД за главный показатель, рассматриваемой мною технической системы [2].

Составление таблицы эволюционирования ТС и построение логистической кривой эволюционирования ТС

Составим таблицу эволюционирования электронасосных агрегатов по выбранному главному показателю качества. Построим зависимость, чтобы показать какому году принадлежит соответствующее значение КПД [17].

Рис. 2.11. Логистическая кривая эволюционирования насосов типа ЭЦН

Исследование степени совершенства системы. Исследование совокупности выходных показателей на конфликтность

Указываем выходные показатели и выделяем среди них показатели: работоспособности, конкурентоспособности и побочные показатели:

Показатели работоспособности:

1). Развиваемый напор;

2). Подача агрегата.

Показатели конкурентоспособности:

1). Цена конечного изделия;

2). КПД;

3). Ресурс;

4). Масса агрегата;

5). Габаритные размеры.

Побочные показатели:

1). Шум;

2). Вибрация.

Таблица 2

Характеристика	Единицы измерения
Напор	метры
Подача	кубометры в час
КПД	проценты
Габаритные размеры	Миллиметры
Стоимость покупки, эксплуатации и ремонта.	Условные единицы
Шум	Децибелы
Масса агрегата	Килограммы

После проведения анализа выходных показателей на конфликтность мы видим три конфликтных между собой пары параметров:

1) КПД насоса и его стоимость, так как повышение КПД требует более ювелирного и точного изготовления деталей, а это в свою очередь и увеличивает затраты на производство;

2) Ресурс насоса и его стоимость, так как увеличение ресурса подразумевает использование более дорогих материалов, что так же увеличивает стоимость агрегата на выходе;

3) Массогабаритные показатели и цена уже готового изделия. Габариты, тем больше расходуется материалов, а значит и увеличиваются затраты на производство данного агрегата.

Определение коэффициента совершенства декомпозиции системы

По А.И. Половинкину, существуют функциональные структуры ТО двух видов: конструктивная и потоковая.

В потоковой структуре каждый элемент реализует определенную физическую операцию, на основе одного или нескольких физико-технических эффектов (различные приложения физических законов) [2].

Таблица 3

Наименование ТО	Физическая операция
	Выход Ат (входной показатель)	Операция Е	Выход Ст (выходной показатель)
Насос	1.Жидкость 2.Механическая энергия	Преобразование энергии	Энергия движущейся жидкости

Определим коэффициент совершенства декомпозиции представления целого:

 - число использованных подсистем ( всегда больше или равно числу физических эффектов).

Для данной технической системы количество подсистем 4 (Вал, корпус, муфта и подшипники).

Получаем:

Определим коэффициент качественного совершенства схемотехнического исполнения ТС (показывает на сколько удачно выполнено решение в конструкционном плане):

- количество получающихся частей реальной технической системы. В данном случае это: вал, подвод, отвод, рабочее колесо, уплотнения, муфта, подшипники. Для данной технической системы 7. Получаем:

. Из полученного результата легко понять, что данная система еще далеко несовершенна.

Заключение

В соответствии с поставленными во введении целью и задачами, в работе были рассмотрены насосы погружного типа с точки зрения технико - эксплуатационного и экономического анализ показателей функциональной пригодности и работоспособности.

В ходе проведенного исследования, автором работы были сделаны следующие выводы.

1). Тема исследования реально актуальна для нефтедобывающей промышленности, поскольку уста новками ЭЦН оснащено более 35 % всех нефтяных скважин и добывается более 65 % всей нефти

2). Развитие погружных насосов наглядно демонстрирует эволюцию и широкий спектр предлагаемых моделей в зависимости от конкретных условий месторождений и параметров нефти.

3). В целом, вопрос погружных насосов довольно «молод», поскольку разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась в начале XX века. Промышленные образцы центробежных насосов с электроприводом были разработаны в Советском Союзе Особым конструкторским бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН).

4). В настоящее время многие российские фирмы продолжают работы по созданию бесштанговых насосов новых типов и типоразмеров и следят за рациональным применением разработанных конструкций.

5). Основное преимущество погружных насосов состоит в следующем. Бесштанговые насосы содержат скважинный насос и скважинный привод насоса, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу насоса подводится по кабелю (при электроприводе) или по трубопроводу (при гидро- или пнев моприводе). Благодаря отсутствию длинной механической связи между приводом и насосом, бесштанговые насосы имеют значительно большую мощность, чем штанговые. Это дает возможность поддерживать большие отборы жидкости некоторыми видами бесштанговых насосов.

6). Мною была составлена следующая сравнительная таблица «плюсов» и «минусов» насосов погружного типа.

Таблица 3. Преимущества и недостатки ЭЦН

Преимущества ЭЦН	Недостатки ЭЦН
Для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.	Плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора.
В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти.	В интервале подач от 50 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает.
Меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины

7) Новыми видами ЭЦН являются гидропоршневые и винтовые насосы, поскольку они позволяют решить следующие технологические проблемы, которые являются ограничениями в работе других видов насосов:

Преимущества гидропоршневых установок состоят в следующем:

· возможность регулирования в достаточно широком диапазоне основных характеристик;

· высокий КПД установки;

· простота управления;

· упрощение подземного ремонта, т.к. спуск и подъем погружного агрегата осуществляются собственным силовым насосом;

· возможность эффективной эксплуатации наклонно-направленных скважин.

Гидропоршневым установкам присущи и существенные недостатки:

· сложность и громоздкость наземного оборудования;

· высокая металлоемкость;

· для двухканальных схем необходима специальная под готовка силовой жидкости, в качестве которой используется часть продукции скважин;

· при использовании нефти в качестве рабочей жидкости установка пожароопасна;

· плохая работа с газированной жидкостью;

· высокая стоимость как погружного агрегата, так и назем ного оборудования;

· невозможность откачки продукции с механическими примесями.

По коэффициентам ранее полученным мною в пункте 3.2 (см. выше) , как я говорил, система далека от совершенства. Одновременно с этим и S-образная кривая развития данной технической системы по, приведенному в моем примере показателю, вышла на прямую насыщения. В данной ситуации, на мой взгляд бессмысленно использовать скрытые резервы системы, так как это не приведет к значительному увеличению (улучшению) показателей работоспособности. Необходимо разработать новый принцип действия систем данного типа, который повлечет за собой существенную прибавку к необходимым величинам. За счет этого произойдет скачок в развитии отрасли в целом.

Выявленный коэффициент также показывает нам, что система состоит из большого количества составных частей, что недопустимо, если мы стремимся к получению ИКР (идеального конечного результата). Данный результат будет достигнут в том случае, если в системе не будет ни одной составной части (то есть единое целое) или , что еще лучше, системы не будет вообще, а будут только функции, которые она выполняла.

Анализ имеющихся источников по теме показал, что сферами дальнейших разработок и улучшений для насосов погружного типа являются следующие аспекты:

- В краткосрочной перспективе - увеличение устойчивости к коррозионно-агрессивной среде, улучшение показателей при большом содержании песка в выносимой жидкости, повышение устойчивости к высоким температурам и высокому газовому фактору.

- В долгосрочной перспективе - увеличение КПД ЭЦН в разных областях подач.

В заключении, необходимо отметить, что, я как автор данной работы, вижу глобальное увеличение объемов использования погружных насосов в связи со следующими факторами. Штанговые насосы совсем не используются на месторождениях Европейского Севера - добыча ведется ЭЦНами. Основным районом с перспективными и почти еще не тронутыми запасами нефти является Тимано - Печорская нефтегазовая провинции, располагающаяся на территории Ненецкого Автономного Округа Архангельской области и Республики Коми. В последние годы наблюдается активизация работ по разработке месторождений Европейского севера. Также, с морских месторождений работа добыча нефти ведется только насосами погружного типа. Учитывая фактор повышенного интереса России и других стран к Арктическим нефтяным месторождениям, перспективы и применения насосов погружного типа огромны и долгосрочны.

Список литературы

1.Зуев Ю.Ю. «Основы теории формирования эффективных решений и управления процессом разработки конкурентоспособной техники: Учеб. пособие». М.: Издательский дом МЭИ, 2006 г.

2.А.И. Половинкин «Основы инженерного творчества» М.: Машиностроение,1988г

3.Акульшин А.И. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» - М.: Недра, 1999

4.Бойко B.C. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых рождений» - М.: Недра, 1990.

5.Зуев Ю.Ю. «Основы теории формирования эффективных решений и управления процессом разработки конкурентоспособной техники: Учеб. пособие». М.: Издательский дом МЭИ, 2006 г.

6.Гиматудинов Ш.К. «Эксплуатация нефтяных, газовых и рождений», М., Недра, 1988.

7.Ивановский В.Н., Дарищев В.И B.C., Пекин С.С. «Скважин-ные насосные устанвоки для добычи нефти». - М.: ГУП Издательство «Нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

8.Ивановский В.Н., Дарищев В.И, Сабиров А.А., Каштанов B.C., Пекин С.С. «Оборудование для добычи нефти и газа». - М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ им.И.М. Губкина, 2002.

9.Козаков Е.М., Пахомов В.П. Игнатьев М.Н. «Социально - экономическое обоснование освоения минеральных ресурсов». Екатеринбург: УрО РАН, 2009.

10.Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти». - М.: ГУП Изда-тельство «Нефть и газ» РГУ им.И.М. Губкина, 2003.

11.Мищенко И.Т. «Расчеты в добыче нефти». - М.: Недра, 1989.

12.Никишенко С.Л. «Нефтепромысловые машины и механизмы» - М: УМК, 2005.

13.Покрепин Б.В. «Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин». - Волгоград: Ин-Фолио, 2011

14.Григорьев М.Н. «Оценка транспортной обеспеченности роста нефтедобычи в Тимано - Печорской провинции» // «Бурение и нефть». 2006.

15.Состояние ТЭК РФ. «Аналитический обзор // Нефтегазовая вертикаль». - 2011.

16.Жданов С.А. «Проблемы и перспективы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений» // ВНИИ нефть им. Акад. А.П.Крылова //

17.Насосы REDA // Schlumberger // Schlumberger.com

18.Каталоги компании ЗАО НПО «Гидравлические аппараты».

Размещено на Allbest.ru