Винтовые насосы и гибридные системы

Кратко о главном

Ротор — однозаходный винт, полость статора — двухзаходная, с вдвое большим шагом. Ротор смещён относительно оси статора на эксцентриситет и касается эластомера по линиям уплотнения, которые разделяют полости.
За оборот насос вытесняет объём $4\,e\,d\,t_{\text{с}}$ — свободную площадь сечения $4ed$ , умноженную на шаг статора. Подача пропорциональна частоте вращения и почти не пульсирует.
Часть жидкости проскальзывает назад через линии уплотнения. Проскальзывание растёт с перепадом давления, уменьшается с вязкостью и натягом и почти не зависит от частоты вращения, поэтому на малых оборотах объёмный КПД ниже.
Крутящий момент складывается из гидравлического $V\Delta p/2\pi$ , трения ротора в статоре и вязкого трения штанг. Колонна штанг закручивается на десятки оборотов и запасает энергию, которая после остановки раскручивает её обратно.
Эластомер ограничивает температуру и состав флюида: ароматические углеводороды и газ вызывают набухание и вспучивание, а работа без жидкости за минуты сжигает статор.
Комбинированные системы — погружной двигатель вместо штанг, газлифт над насосом — снимают ограничения одного способа ценой сложности оборудования; вставные насосы меняют без подъёма труб.

Ключевые соотношения

V = 4\,e\,d\,t_{\text{с}}, \qquad q_{\text{т}} = 1440\,V n

рабочий объём (м³) и теоретическая подача (м³/сут) при $n$ в об/мин

q = q_{\text{т}} - s\,\Delta p_{\text{н}}, \qquad \eta_{\text{о}} = \dfrac{q}{q_{\text{т}}}

фактическая подача с проскальзыванием и объёмный КПД

M_{\text{г}} = \dfrac{V\,\Delta p_{\text{н}}}{2\pi}, \qquad N = M\,\omega

гидравлический момент и мощность на полированном штоке

\theta = \dfrac{M L}{G J_p}, \qquad J_p = \dfrac{\pi d_{\text{ш}}^4}{32}

закрутка колонны штанг

Где чаще всего ошибаются

Переносить объёмный КПД со стенда в скважину как постоянную величину: он зависит от перепада, вязкости, натяга и частоты вращения.
Считать перепад насоса только по весу столба жидкости, забыв трение вязкой нефти в зазоре между штангами и трубами.
Откачивать скважину досуха: без жидкости эластомер сгорает за минуты.
Выбирать эластомер и натяг без испытаний в пробе нефти при пластовой температуре.
Подходить к приводу сразу после остановки: закрученные штанги и стекающая жидкость вращают его в обратную сторону.

После урока вы сможете

объяснить, как ротор и статор образуют перемещающиеся замкнутые полости и почему подача винтового насоса равномерна и пропорциональна частоте вращения;
рассчитать рабочий объём насоса по его геометрии, теоретическую и фактическую подачу и объяснить, от чего зависят проскальзывание и объёмный КПД;
рассчитать крутящий момент и мощность привода и оценить закрутку колонны штанг;
выбрать эластомер и натяг по температуре, составу нефти и газу и назвать причины разрушения статора;
оценить, как вязкость нефти и песок меняют перепад давления, момент и режим работы насоса;
описать комбинированные системы — установку с погружным двигателем, насос вместе с газлифтом — а также вставные насосы; оценить, что даёт газ, закачанный над насосом.

Устройство установки

В уроке о выборе способа механизированной добычи винтовой насос описан коротко: металлический винт вращается в эластомерной обойме, а полости между ними поднимают жидкость. Здесь разберём установку подробно — сначала самую распространённую, со штанговым приводом с поверхности.

СхемаУстановка винтового насоса со штанговым приводом (схема, не в масштабе; скважина укорочена). Привод на устье вращает полированный шток и колонну штанг; ротор на конце штанг вращается в статоре, закреплённом на насосно-компрессорных трубах (НКТ); противоотворотный якорь не даёт реактивному моменту отвернуть трубы. Жидкость поднимается по кольцевому зазору между штангами и НКТ.

Поверхностный привод (drive head) стоит прямо на устьевой арматуре. Электродвигатель через клиноремённую передачу или редуктор вращает полый вал приводной головки, а сквозь него проходит полированный шток, закреплённый в зажиме. Подшипниковый узел головки держит вес колонны штанг и осевую силу от перепада давления на роторе; сальник уплотняет вращающийся шток. Частота вращения — обычно от нескольких десятков до нескольких сотен оборотов в минуту; её меняют сменой шкивов или частотным преобразователем. Обязательная часть привода — тормоз обратного вращения (раздел о моменте).

Статор спускают на НКТ: это стальная труба с привулканизированной эластомерной обкладкой, в которой отформована винтовая полость. Ротор — стальной винт с хромовым или другим износостойким покрытием — спускают на штангах внутрь НКТ и вводят в статор. Высоту посадки ротора отмеряют по ограничителю (упору) под статором: ротор должен целиком находиться в статоре, но при работе не опираться на упор — с учётом того, что штанги под нагрузкой удлиняются.

Ротор вращают по часовой стрелке, если смотреть сверху, и он увлекает статор за собой: реактивный момент стремится провернуть статор, а с ним и низ НКТ, в ту же сторону. Верх труб закреплён на устье, и такой поворот низа отворачивает их резьбы. Поэтому под статором ставят противоотворотный якорь (torque anchor), который упирается в обсадную колонну. Штанги в наклонных участках снабжают центраторами, чтобы они не истирали трубы; если в продукции есть газ, под насосом ставят газовый якорь или спускают насос ниже интервала перфорации (отвод газа).

Узлы установки — от сети к жидкости

Узел: Электродвигатель, ремённая передача или редуктор
Что делает: задают частоту вращения ротора
По-английски: prime mover, belts, gear reducer

Узел: Приводная головка
Что делает: держит вес штанг, уплотняет шток, тормозит обратное вращение
По-английски: drive head, stuffing box, backspin brake

Узел: Полированный шток и колонна штанг
Что делает: передают крутящий момент ротору
По-английски: polished rod, rod string

Узел: НКТ
Что делает: путь жидкости к устью; на них висит статор
По-английски: tubing

Узел: Статор с эластомерной обкладкой
Что делает: неподвижная часть насоса
По-английски: stator

Узел: Ротор
Что делает: вращающаяся часть насоса
По-английски: rotor

Узел: Ограничитель и противоотворотный якорь
Что делает: задают посадку ротора и держат трубы от отворота
По-английски: tag bar, torque anchor

Узел	Что делает	По-английски
Электродвигатель, ремённая передача или редуктор	задают частоту вращения ротора	prime mover, belts, gear reducer
Приводная головка	держит вес штанг, уплотняет шток, тормозит обратное вращение	drive head, stuffing box, backspin brake
Полированный шток и колонна штанг	передают крутящий момент ротору	polished rod, rod string
НКТ	путь жидкости к устью; на них висит статор	tubing
Статор с эластомерной обкладкой	неподвижная часть насоса	stator
Ротор	вращающаяся часть насоса	rotor
Ограничитель и противоотворотный якорь	задают посадку ротора и держат трубы от отворота	tag bar, torque anchor

Винтовые насосы ставят обычно в скважины глубиной до 1500–2000 м и с дебитом от единиц до нескольких сотен кубометров в сутки (области применения способов); отдельные установки работают и за этими пределами. С глубиной растут перепад давления и момент, а с ними нагрузка на штанги и на эластомер.

Ротор, статор и полости

Ротор — однозаходный винт. В любом поперечном сечении это круг диаметром $d$ , центр которого смещён от оси ротора на эксцентриситет $e$ ; от сечения к сечению круг поворачивается, и его центр описывает винтовую линию с шагом ротора $t_{\text{р}}$ . Полость статора — двухзаходная: в сечении это щель шириной $d$ и длиной $d + 4e$ с полукруглыми концами, и она делает полный оборот на длине шага статора $t_{\text{с}} = 2t_{\text{р}}$ .

СхемаГеометрия винтового насоса (схема). Слева — поперечное сечение: щель статора шириной

d

и длиной

d + 4e

и круг ротора диаметром

d

; свободная площадь (штриховка) равна

4ed

. Справа — сечения одного насоса в один и тот же момент, взятые через каждую четверть шага ротора

t_{\text{р}} = t_{\text{с}}/2

: щель поворачивается вдоль насоса на пол-оборота, круг ротора переходит от одного её конца к другому, а свободная площадь в каждом сечении одна и та же. Со временем картина в каждом сечении меняется так же — полости движутся вдоль насоса.

Собранный ротор касается обкладки по непрерывным линиям уплотнения. Они отделяют друг от друга замкнутые полости длиной в шаг статора; насос длиной в несколько шагов содержит несколько полостей одна над другой. При вращении ротора его ось обегает ось статора по окружности радиусом $e$ в обратную сторону, а сечение ротора скользит взад-вперёд вдоль длинной оси щели. Полости при этом не меняют ни формы, ни объёма — они, как гайка по винту, перемещаются вдоль насоса: за оборот ротора — на шаг статора.

Отсюда главное свойство: в любом поперечном сечении свободная площадь между ротором и статором одна и та же — площадь щели минус площадь круга, то есть $4ed$ (углублённый раздел). Поток поэтому не пульсирует, а подача пропорциональна частоте вращения. Это объёмный насос (positive displacement pump), как и плунжерный (Штанговые глубинные насосы): в отличие от центробежного, его подача почти не зависит от того, против какого давления он работает.

Рабочий объём и теоретическая подача винтового насоса

V = 4\,e\,d\,t_{\text{с}}, \qquad q_{\text{т}} = 1440\,V n

где:

$V$ рабочий объём — объём, вытесняемый за один оборот ротора, м³
$e$ эксцентриситет — смещение оси ротора относительно оси статора, м
$d$ диаметр сечения ротора, равный ширине щели статора, м
$t_{\text{с}}$ шаг статора, вдвое больше шага ротора, м
$q_{\text{т}}$ теоретическая подача, м³/сут
$n$ частота вращения ротора, об/мин

Единицы: метры и кубические метры; $n$ — об/мин, $q_{\text{т}}$ — м³/сут (1440 — минут в сутках)

Справедливо, если

однозаходный ротор в двухзаходном статоре — самая распространённая геометрия; у многозаходных насосов рабочий объём считают иначе;
полости целиком заполнены жидкостью, проскальзывания нет — отклонения учитывает объёмный КПД.

Рабочий объём задаёт геометрия сечения и шаг: больше эксцентриситет, диаметр и шаг — больше подача за оборот. Изготовители указывают его в каталогах — в литрах за оборот или как подачу при 100 об/мин. Напор же определяет не сечение, а длина насоса.

Линии уплотнения не абсолютно герметичны: под перепадом давления эластомер немного отжимается, и часть жидкости перетекает в соседнюю полость. Поэтому перепад распределяют по нескольким полостям подряд. Ступенью называют участок насоса длиной в шаг статора; каждая ступень держит перепад порядка нескольких десятых мегапаскаля, и допустимый перепад насоса (его паспортный напор) пропорционален числу ступеней — то есть длине. Изготовитель указывает его в метрах водяного столба или в мегапаскалях; насос выбирают с запасом по напору.

Расчётный примерПодача насоса по его геометрии

Исходные данные (условные)

Ротор: диаметр сечения $d = 40$ мм, эксцентриситет $e = 5$ мм
Статор: шаг $t_{\text{с}} = 300$ мм
Режим: 150 об/мин; объёмный КПД по испытаниям — 0,80

Решение

Свободная площадь сечения: $4ed = 4\cdot 5\cdot 40 = 800$ мм², то есть 8,0 см².
Рабочий объём: $V = 8{,}0\cdot 30 = 240$ см³, или 0,24 л за оборот.
Теоретическая подача на каждый оборот в минуту: $1440\cdot 0{,}00024 = 0{,}3456$ м³/сут; при 150 об/мин $q_{\text{т}} = 51{,}84$ м³/сут.
Фактическая подача: $q = 0{,}80\cdot 51{,}84 = 41{,}5$ м³/сут. Чтобы получить 35 м³/сут при том же КПД, нужно $35/(0{,}80\cdot 0{,}3456) = 127$ об/мин.

Ответ: Насос вытесняет 0,24 л за оборот — около 34,6 м³/сут на каждые 100 об/мин; при 150 об/мин и объёмном КПД 0,80 он даст около 41,5 м³/сут.

Что это значит. Подачу винтового насоса удобно подстраивать под приток: она меняется пропорционально частоте вращения. Объёмный КПД 0,80 здесь взят готовым, а в следующем разделе видно, что он не постоянен: зависит от перепада давления, вязкости и самой частоты вращения. Данные примера условные.

Проскальзывание и характеристика насоса

Жидкость, перетекающая через линии уплотнения из полости с бо́льшим давлением в полость с меньшим, — это проскальзывание (slippage). Оно уменьшает подачу по сравнению с теоретической:

Фактическая подача и объёмный КПД винтового насоса

q = q_{\text{т}} - s\,\Delta p_{\text{н}}, \qquad \eta_{\text{о}} = \frac{q}{q_{\text{т}}} = 1 - \frac{s\,\Delta p_{\text{н}}}{1440\,V n}

где:

$q$ фактическая подача при условиях приёма, м³/сут
$q_{\text{т}}$ теоретическая подача, м³/сут
$s$ коэффициент проскальзывания: сколько жидкости перетекает назад на каждый мегапаскаль перепада, м³/(сут·МПа)
$\Delta p_{\text{н}}$ перепад давления насоса — разность давлений на выкиде и на приёме, МПа
$\eta_{\text{о}}$ объёмный КПД — то же понятие, что коэффициент подачи штангового насоса, —
$V,\ n$ рабочий объём и частота вращения, м³, об/мин

Единицы: м³/сут, МПа, об/мин

Справедливо, если

линейная зависимость проскальзывания от перепада — приближение в пределах паспортного напора; вблизи предельного перепада и у изношенного насоса проскальзывание растёт быстрее;
коэффициент $s$ получают на стенде для определённых жидкости, температуры и натяга; с ростом вязкости и натяга он уменьшается;
в жидкости нет свободного газа: газ занимает часть полостей и уменьшает подачу жидкости ещё больше.

Проскальзывание определяется перепадом давления, а не частотой вращения. Поэтому на малых оборотах оно отнимает бо́льшую долю подачи и объёмный КПД ниже; вязкая нефть «запирает» зазоры, и на ней КПД выше, чем на воде.

РасчётРасчётная характеристика насоса из примеров урока (0,24 л за оборот): подача в зависимости от перепада давления при 100, 200 и 300 об/мин на воде (сплошные линии, проскальзывание 2,5 м³/сут на МПа) и на вязкой нефти (пунктир, 0,8 м³/сут на МПа). Линии параллельны для каждой жидкости: проскальзывание зависит от перепада, а не от частоты вращения; отрезки на оси подач — теоретические подачи. Коэффициенты условные.

Изготовитель испытывает каждый насос на стенде: измеряет подачу воды при нескольких частотах вращения и перепадах давления. По результатам видно, держит ли насос паспортный напор, и по ним подбирают натяг. Но в скважине насос работает на нефти иной вязкости и при иной температуре, и стендовый объёмный КПД туда переносят с поправками.

Расчётный примерОбъёмный КПД на воде и на вязкой нефти

Исходные данные (условные)

Насос: из предыдущего примера, 0,24 л за оборот
Перепад давления: 8,0 МПа
Коэффициенты проскальзывания по стенду: вода — 2,5, вязкая нефть — 0,8 м³/(сут·МПа)

Решение

Проскальзывание при 8,0 МПа: на воде $2{,}5\cdot 8{,}0 = 20{,}0$ м³/сут, на нефти $0{,}8\cdot 8{,}0 = 6{,}4$ м³/сут.
При 100 об/мин $q_{\text{т}} = 34{,}56$ м³/сут: на воде $q = 14{,}56$ м³/сут ( $\eta_{\text{о}} = 0{,}42$ ), на нефти 28,16 м³/сут (0,81).
При 300 об/мин $q_{\text{т}} = 103{,}68$ м³/сут: на воде 83,68 м³/сут (0,81), на нефти 97,28 м³/сут (0,94).

Ответ: На воде объёмный КПД растёт с 0,42 при 100 об/мин до 0,81 при 300 об/мин; на вязкой нефти он высок при любой частоте — от 0,81 до 0,94.

Что это значит. Объёмный КПД нельзя переносить со стенда в скважину как константу: он зависит от перепада, частоты вращения и вязкости. На маловязкой жидкости насос выгоднее вести на бо́льших оборотах, а на вязкой нефти обороты ограничивают другие причины — заполнение полостей и момент (разделы ниже). Данные примера условные.

Объёмный насос нельзя «закрыть»

Винтовой насос продолжает вытеснять жидкость, сколько бы ни выросло давление на выкиде. Если при работающем насосе закрыть задвижку на устье или выкидная линия забьётся парафином, давление будет расти, пока не порвётся эластомер, не оборвутся штанги или не разрушится устьевое оборудование. Поэтому на выкиде ставят датчик давления, отключающий привод, и предохранительный клапан, а задвижки на работающей скважине не закрывают.

Эластомер и натяг

Эластомер — сердце винтового насоса и самое уязвимое его место. Он должен быть достаточно упругим, чтобы плотно облегать ротор, достаточно прочным, чтобы противостоять износу песком, и стойким к нефти, воде, газу и температуре.

Ротор делают чуть больше полости статора; разница размеров — натяг (interference fit) — и обеспечивает плотные линии уплотнения. Больше натяг — меньше проскальзывание, но больше момент трения и нагрев: при каждом обороте обкладка сжимается и разжимается, часть энергии превращается в тепло внутри резины, а резина отводит его плохо. Натяг меняется и в скважине: эластомер набухает в нефти и расширяется при нагреве. Поэтому для горячих скважин и нефтей, вызывающих набухание, берут ротор меньшего размера, а сам натяг подбирают по испытаниям эластомера в пробе скважинной нефти при пластовой температуре.

Набухание. Ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилол) лёгких нефтей и конденсата, а также углекислый газ проникают в эластомер, и он разбухает: натяг растёт, растут трение и нагрев, обкладка рвётся.
Газ и быстрое снижение давления. Под давлением газ растворяется в эластомере. Если давление снизить быстро — при остановке, подъёме насоса, откачке уровня, — газ расширяется внутри резины и вспучивает её пузырями (взрывная декомпрессия).
Газ в полостях. Свободный газ сжимается по мере продвижения полостей, поэтому перепад распределяется по длине неравномерно: нижние ступени создают меньшую его часть, верхние — бо́льшую, и они сильнее нагружаются и греются.
Сероводород делает бутадиен-нитрильную резину жёстче и хрупче, и она растрескивается.
Температура ускоряет старение и снижает прочность; у каждого эластомера свой предел.
Работа без жидкости. Без жидкости, которая смазывает и охлаждает обкладку, трение ротора по сухому эластомеру за минуты разогревает и сжигает его.
Химические обработки — кислоты, растворители, ингибиторы — тоже могут повредить эластомер; совместимость проверяют заранее.

Материалы статора (ориентиры)

Материал: Бутадиен-нитрильный каучук (NBR)
Температура, до: ≈ 90–100 °C
Сильные стороны: упругий, износостойкий, недорогой
Слабые стороны: набухает в ароматике, твердеет от сероводорода

Материал: NBR с повышенным содержанием акрилонитрила
Температура, до: ≈ 90–100 °C
Сильные стороны: меньше набухает в нефти и ароматике
Слабые стороны: менее эластичен

Материал: Гидрированный нитрильный (HNBR)
Температура, до: ≈ 130–150 °C
Сильные стороны: теплостойкий, стойкий к сероводороду
Слабые стороны: дороже

Материал: Фторкаучук (FKM)
Температура, до: ≈ 150 °C и выше
Сильные стороны: стоек к ароматике и высокой температуре
Слабые стороны: дорогой, слабее механически

Материал: Металлический статор
Температура, до: 300 °C и выше
Сильные стороны: паровые и другие горячие скважины
Слабые стороны: больше проскальзывание

Материал	Температура, до	Сильные стороны	Слабые стороны
Бутадиен-нитрильный каучук (NBR)	≈ 90–100 °C	упругий, износостойкий, недорогой	набухает в ароматике, твердеет от сероводорода
NBR с повышенным содержанием акрилонитрила	≈ 90–100 °C	меньше набухает в нефти и ароматике	менее эластичен
Гидрированный нитрильный (HNBR)	≈ 130–150 °C	теплостойкий, стойкий к сероводороду	дороже
Фторкаучук (FKM)	≈ 150 °C и выше	стоек к ароматике и высокой температуре	дорогой, слабее механически
Металлический статор	300 °C и выше	паровые и другие горячие скважины	больше проскальзывание

Пределы условные и зависят от рецептуры конкретного материала. Эластомер и натяг выбирают по испытаниям в пробе нефти при пластовой температуре и по данным изготовителя.

Вязкая нефть и песок

Тяжёлая нефть — главная область винтовых насосов. Насос не перемешивает жидкость интенсивно, как центробежный, и не создаёт стойких эмульсий; вязкость уменьшает проскальзывание; движущиеся части медленные. Но вязкость меняет расчёт в трёх местах.

Трение в НКТ. Вязкая жидкость поднимается к устью медленно, в ламинарном режиме, по кольцевому зазору между вращающимися штангами и трубами, и потери на трение могут составить заметную часть перепада насоса — тогда как для маловязкой нефти ими можно пренебречь.
Заполнение полостей. Вязкая нефть медленно втекает в полости через приём; при больших оборотах они не успевают заполниться, и подача перестаёт расти с частотой вращения. Поэтому на тяжёлой нефти работают на малых и средних оборотах — обычно не больше двух-трёх сотен в минуту — и с запасом погружения под уровень.
Момент. Вращающиеся в вязкой жидкости штанги требуют дополнительного момента, а остывшая после остановки нефть утяжеляет пуск.

Ламинарное течение в кольцевом зазоре между штангами и НКТ

\frac{\Delta p_{\text{тр}}}{L} = \frac{8\,\mu\,Q}{\pi\left[r_2^4 - r_1^4 - \dfrac{(r_2^2 - r_1^2)^2}{\ln(r_2/r_1)}\right]}

где:

$\Delta p_{\text{тр}}$ потери давления на трение на длине $L$ , Па
$L$ длина НКТ от насоса до устья, м
$\mu$ динамическая вязкость жидкости, Па·с
$Q$ расход жидкости, м³/с
$r_2$ внутренний радиус НКТ, м
$r_1$ радиус тела штанги, м
$\ln$ натуральный логарифм, —

Единицы: СИ

Справедливо, если

ламинарное течение ньютоновской жидкости: число Рейнольдса $Re = \rho v\,(d_2 - d_1)/\mu$ меньше примерно 2000;
штанги соосны трубам; на осевой поток ньютоновской жидкости их вращение не влияет. Штанги, прижатые к стенке труб, уменьшают потери, а муфты и центраторы увеличивают их, поэтому формула даёт оценку;
вязкость постоянна по длине; на деле нефть остывает к устью и густеет.

Потери пропорциональны вязкости и расходу и очень сильно зависят от зазора: при том же расходе в трубе большего диаметра они в разы меньше. При малой вязкости и большом расходе течение становится турбулентным (число Рейнольдса больше примерно 2000–4000), и тогда потери считают по коэффициенту трения, как в уроке об узловом анализе.

Расчётный примерТрение вязкой нефти в НКТ со штангами

Исходные данные (условные)

Скважина: насос на глубине 850 м, дебит 35 м³/сут
Жидкость: тяжёлая нефть с 20 % воды: вязкость в НКТ 1000 мПа·с, плотность 970 кг/м³; для сравнения — маловязкая нефть, 5 мПа·с
Варианты подвески: НКТ 89 мм (внутренний диаметр 76 мм) со штангами 25 мм или НКТ 73 мм (62 мм) со штангами 22 мм

Решение

Скорость в зазоре 76/25 мм: $v = \dfrac{35/86\,400}{\pi\,(0{,}076^2 - 0{,}025^2)/4} = 0{,}1001$ м/с; число Рейнольдса $970\cdot 0{,}1001\cdot 0{,}051/1{,}0 = 5{,}0$ — течение ламинарное.
По формуле кольцевого зазора градиент давления — 1812 Па/м, на 850 м потери на трение 1,54 МПа.
В НКТ 73 мм со штангами 22 мм зазор меньше: 3,85 МПа, в 2,5 раза больше.
Маловязкая нефть (5 мПа·с) в НКТ 89 мм: течение и здесь ламинарное ( $Re \approx 991$ ), потери — около 0,008 МПа, пренебрежимо мало.
Для сравнения, столб жидкости от насоса до устья весит $970\cdot 9{,}81\cdot 850\cdot 10^{-6} = 8{,}09$ МПа.

Ответ: Вязкая нефть добавляет к перепаду насоса 1,54 МПа в НКТ 89 мм и 3,85 МПа в НКТ 73 мм — 19 и 48 % веса столба жидкости.

Что это значит. Для тяжёлой нефти диаметр НКТ и штанг — такой же параметр подбора, как сам насос: в узком зазоре на трение уходит почти половина того, что нужно на подъём жидкости. Расчёт сделан для гладких соосных штанг; муфты, центраторы и остывание нефти к устью увеличивают потери. Данные примера условные.

Песок. Эластомер упруго подаётся под песчинкой и пропускает её, не задираясь, поэтому винтовой насос переносит песок лучше плунжерного и центробежного; вязкая нефть ещё и держит песок во взвеси и смазывает пару ротор–статор. При холодной добыче тяжёлой нефти с песком песок намеренно выносят вместе с нефтью, и винтовые насосы там — основной способ подъёма. Риски тоже есть: после остановки песок оседает в НКТ над насосом и может заклинить ротор при пуске; абразив изнашивает покрытие ротора и обкладку, и проскальзывание растёт. Помогают работа без частых остановок, промывки, более мягкий эластомер и износостойкое покрытие ротора.

Крутящий момент, мощность и колонна штанг

Работа насоса за один оборот — это объём, вытесненный против перепада давления: $V\Delta p_{\text{н}}$ . Разделив её на угол оборота $2\pi$ , получаем гидравлический момент. К нему добавляются момент трения ротора в статоре — его дают стендовые испытания, он растёт с натягом и при набухании эластомера — и вязкий момент вращающихся в жидкости штанг.

Крутящий момент и мощность на полированном штоке

M = M_{\text{г}} + M_{\text{тр}} + M_{\text{ш}}, \qquad M_{\text{г}} = \frac{V\,\Delta p_{\text{н}}}{2\pi}, \qquad N = M\,\omega, \qquad \omega = \frac{\pi n}{30}

где:

$M$ крутящий момент на полированном штоке, Н·м
$M_{\text{г}}$ гидравлический момент, Н·м
$V$ рабочий объём насоса, м³
$\Delta p_{\text{н}}$ перепад давления насоса, Па
$M_{\text{тр}}$ момент трения ротора в статоре (по стендовым испытаниям), Н·м
$M_{\text{ш}}$ момент вязкого трения вращающихся штанг, Н·м
$N$ мощность на полированном штоке, Вт
$\omega$ угловая скорость, рад/с
$n$ частота вращения, об/мин

Единицы: СИ

Справедливо, если

гидравлический момент считают по теоретическому рабочему объёму: перепад действует на ротор независимо от того, сколько жидкости проскальзывает назад;
вязкий момент гладкой штанги, соосной трубам, в ньютоновской жидкости: $M_{\text{ш}} = \dfrac{4\pi\mu\omega\,r_1^2 r_2^2}{r_2^2 - r_1^2}\,L$ (обозначения — как в формуле трения в кольцевом зазоре); муфты, центраторы и прижатие штанг к трубам в искривлённом стволе его увеличивают;
трение штанг о трубы в наклонных участках не учтено.

Гидравлический момент зависит только от рабочего объёма и перепада, а не от частоты вращения; мощность растёт пропорционально частоте. Насос с вдвое большим рабочим объёмом даёт ту же подачу на вдвое меньших оборотах, но требует вдвое большего момента.

Колонна штанг передаёт этот момент от привода к ротору и при этом закручивается, как длинная пружина. Закрутку оценивают по формуле кручения стержня:

Закрутка колонны штанг и запасённая энергия

\theta = \frac{M L}{G J_p}, \qquad J_p = \frac{\pi d_{\text{ш}}^4}{32}, \qquad W = \frac{M\,\theta}{2}

где:

$\theta$ угол закрутки колонны, рад
$M$ передаваемый момент, Н·м
$L$ длина колонны штанг, м
$G$ модуль сдвига стали, около $8\cdot 10^{10}$ , Па
$J_p$ полярный момент инерции сечения штанги, м⁴
$d_{\text{ш}}$ диаметр тела штанги, м
$W$ упругая энергия, запасённая в закрученной колонне, Дж

Единицы: СИ

Справедливо, если

сплошные штанги одного диаметра; муфты и высаженные концы немного уменьшают закрутку;
кручение упругое: касательные напряжения в штангах ниже предела текучести.

Закрутка пропорциональна моменту и длине и обратно пропорциональна четвёртой степени диаметра: штанги 25 мм при том же моменте закручиваются в 1,7 раза меньше, чем 22 мм. Прочность колонны проверяют по суммарному действию момента, собственного веса штанг и осевой силы от перепада давления на роторе.

При остановке привода запасённая энергия освобождается: колонна раскручивается в обратную сторону. Вдобавок столб жидкости в НКТ стекает через насос обратно в скважину и вращает ротор, как гидравлический двигатель, — тоже в обратную сторону, пока уровни не сравняются. Без торможения обратная частота вращения может превысить рабочую, и шкивы и муфты привода разрушаются. Поэтому каждый привод винтового насоса оснащают тормозом обратного вращения, который ограничивает скорость раскручивания и даёт колонне и жидкости спокойно отдать энергию.

Расчётный примерРежим, момент и мощность насоса для тяжёлой нефти

Исходные данные (условные)

Скважина: насос (0,24 л за оборот) на глубине 850 м, динамический уровень 600 м; давления на устье в НКТ 1,0 МПа, в затрубье 0,2 МПа (избыточные)
Продукция: 35 м³/сут, плотность 970 кг/м³, вязкость в НКТ 1000 мПа·с; НКТ 89 мм, штанги 25 мм
Насос по стенду: проскальзывание на этой нефти 0,8 м³/(сут·МПа), момент трения ротора в статоре 80 Н·м
Привод и штанги: КПД передачи 0,92, электродвигателя 0,88; модуль сдвига стали 80 ГПа

Решение

Давление на приёме: $0{,}2 + 970\cdot 9{,}81\cdot 250\cdot 10^{-6} = 2{,}58$ МПа. Перепад насоса с трением из предыдущего примера: $\Delta p_{\text{н}} = 1{,}0 + 8{,}09 + 1{,}54 - 2{,}58 = 8{,}05$ МПа.
Проскальзывание: $0{,}8\cdot 8{,}05 = 6{,}4$ м³/сут. Частота вращения: $n = (35 + 6{,}4)/0{,}3456 = 120$ об/мин; объёмный КПД 0,84.
Гидравлический момент: $M_{\text{г}} = 0{,}00024\cdot 8{,}05\cdot 10^6/(2\pi) = 307{,}5$ Н·м. Вязкий момент штанг — по формуле, приведённой в допущениях к уравнению момента, — 23,5 Н·м. Всего с трением в статоре $M = 307{,}5 + 80 + 23{,}5 = 411$ Н·м.
Мощность на штоке: $\omega = \pi\cdot 119{,}9/30 = 12{,}56$ рад/с, $N = 411\cdot 12{,}56\cdot 10^{-3} = 5{,}16$ кВт. Гидравлическая мощность $35\cdot 8{,}05/86{,}4 = 3{,}26$ кВт (делитель $86{,}4 = 86\,400/1000$ переводит произведение м³/сут на МПа в киловатты), то есть КПД насоса со штангами — 63 %. Из сети: $5{,}16/(0{,}92\cdot 0{,}88) = 6{,}4$ кВт.
Закрутка штанг: $J_p = \pi\cdot 2{,}5^4/32 = 3{,}83$ см⁴, $\theta = \dfrac{411\cdot 850}{8\cdot 10^{10}\cdot 3{,}83\cdot 10^{-8}} = 114$ рад — около 18 оборотов; запасённая энергия $411\cdot 114/2\cdot 10^{-3} = 23{,}4$ кДж.

Ответ: Насос должен вращаться с частотой около 120 об/мин; момент на штоке — около 411 Н·м, мощность — 5,16 кВт (из сети 6,4 кВт); колонна штанг закручена примерно на 18 оборотов.

Что это значит. Три четверти момента — гидравлические, а их задаёт перепад давления, в котором заметную долю составляет трение вязкой нефти. Двигатель привода выбирают с запасом на пуск: остывшая после остановки нефть и осевший песок увеличивают пусковой момент. Энергия закрученной колонны — как у груза в тонну, поднятого на 2,4 м: при остановке её должен погасить тормоз обратного вращения. Данные примера условные.

Кривизна ствола. Вращающиеся штанги в наклонных и искривлённых участках прижаты к трубам и истирают и их, и себя; износ НКТ — одна из главных забот установок со штанговым приводом. Насос можно поставить и в сильно наклонный участок — бывает, с зенитным углом больше 70°, — но интенсивность искривления ограничивают несколькими градусами на 30 м (Наклонно-направленные скважины: применение и профиль), а штанги оснащают центраторами; применяют невращающиеся центраторы и непрерывные штанги без муфт. Статор висит на трубах, поэтому, чтобы заменить насос, поднимают и штанги, и НКТ — обычно лёгким подъёмником: такие скважины неглубокие и сами не фонтанируют.

Закрученные штанги и обратное вращение

Работающая колонна штанг закручена на десятки оборотов и хранит десятки килоджоулей энергии; после остановки она вместе со стекающей жидкостью вращает привод в обратную сторону, иногда долго. Пока тормоз не погасил вращение и давление в НКТ не сброшено, к приводу, шкивам и зажиму штока не подходят. Описание в уроке — учебное, а не порядок работ: работы на устье и подъём штанг ведут обученные специалисты по утверждённым инструкциям, с блокировкой пуска и сбросом давления.

Режим работы и контроль

Главное правило эксплуатации: насос всегда должен быть погружён в жидкость. Подачу согласуют с притоком, подбирая частоту вращения так, чтобы динамический уровень держался с запасом над приёмом. Уровень контролируют эхолотом или датчиком давления на приёме; тысячи насосов работают и без датчиков, но тогда за откачкой следят особенно внимательно. Её признаки видны и на поверхности: насос объёмный, поэтому при нехватке жидкости падают момент на штоке и ток двигателя, а при газе и откачке они колеблются.

Признаки неполадок установки винтового насоса

Что видно: Момент и ток падают и колеблются, уровень у приёма
Вероятная причина: насос откачал скважину, к приёму идёт газ
Что делают: снижают частоту вращения

Что видно: Момент постепенно растёт при том же режиме
Вероятная причина: набухание эластомера, парафин в НКТ, песок над насосом
Что делают: проверяют эластомер на пробе нефти, промывают, удаляют парафин

Что видно: Подача падает при прежних оборотах
Вероятная причина: износ ротора и статора — растёт проскальзывание; утечка в НКТ
Что делают: проверяют трубы; меняют насос

Что видно: Момент упал до момента вращения одних штанг
Вероятная причина: обрыв или отворот штанг
Что делают: останавливают и поднимают штанги

Что видно: Статоры часто выходят из строя
Вероятная причина: эластомер не подходит, перегрев, работа без жидкости
Что делают: испытывают эластомеры, подбирают натяг, защищают от откачки

Что видно	Вероятная причина	Что делают
Момент и ток падают и колеблются, уровень у приёма	насос откачал скважину, к приёму идёт газ	снижают частоту вращения
Момент постепенно растёт при том же режиме	набухание эластомера, парафин в НКТ, песок над насосом	проверяют эластомер на пробе нефти, промывают, удаляют парафин
Подача падает при прежних оборотах	износ ротора и статора — растёт проскальзывание; утечка в НКТ	проверяют трубы; меняют насос
Момент упал до момента вращения одних штанг	обрыв или отворот штанг	останавливают и поднимают штанги
Статоры часто выходят из строя	эластомер не подходит, перегрев, работа без жидкости	испытывают эластомеры, подбирают натяг, защищают от откачки

Комбинированные системы

Комбинированные (гибридные) системы соединяют два способа подъёма или узлы двух установок, чтобы снять ограничения каждого. Распространены два сочетания — винтовой насос с погружным двигателем и насос с газлифтом; разберём их, а заодно и вставные насосы, которые меняют без подъёма труб.

Погружной двигатель вместо штанг — установка электровинтового насоса (УЭВН). Ротор вращает погружной электродвигатель, как у установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), с той же гидрозащитой, кабелем и станцией управления. Но центробежному насосу нужны тысячи оборотов в минуту, а винтовому — сотни, поэтому между двигателем и насосом ставят редуктор или применяют вентильный двигатель, работающий на малых оборотах от частотного преобразователя. Ротор совершает планетарное движение, и его соединяют с валом через гибкий вал или шарнирную муфту. Нет вращающихся штанг — нет их обрывов, износа труб и потерь момента на трение штанг, и установку можно спустить в наклонный и горизонтальный ствол. Чаще всего в такой установке меняют сам винтовой насос: он изнашивается быстрее двигателя.

Вставные насосы. Чтобы менять изношенный насос без подъёма труб, статор спускают внутри НКТ на штангах вместе с ротором и сажают в замковую опору — как вставной штанговый насос. В установках с погружным двигателем то же дают насосы, извлекаемые канатной техникой: увеличенные НКТ пропускают насос, а соединение с валом двигателя на забое размыкается и снова замыкается. Такая установка дороже, зато каждая замена насоса дешевле и быстрее, и за срок службы затраты бывают ниже (затраты за весь срок службы).

Насос и газлифт. Газ, закачанный в НКТ выше насоса, облегчает столб жидкости над ним, и насосу нужен меньший перепад: хватает меньшего числа ступеней и меньшего двигателя, а сам насос можно спустить глубже и взять бо́льшую депрессию. Если насос откажет — например, его износит песок, — газлифт продолжит подъём, пусть и с меньшим дебитом. Чтобы закачиваемый газ не попадал на приём насоса, затрубье над насосом отделяют пакером с кабельным вводом, а газлифтные клапаны ставят выше пакера (Газлифт: принцип и подбор режима). Чаще всего газлифт сочетают с УЭЦН, с винтовыми насосами — реже: газлифт плохо поднимает вязкую нефть.

РасчётРасчётное давление в НКТ и под насосом по глубине для скважины из урока об УЭЦН. А — только насос: 150 м³/сут. Б — насос с газлифтом, 15 тыс. м³/сут газа через клапан на 1900 м: тот же дебит и то же давление на приёме, но давление на выкиде ниже почти на 40 %, а перепад, который создаёт насос, — вдвое меньше. В — газлифт без насоса (потери в остановленном насосе не учтены): около 79 м³/сут. Газожидкостный поток рассчитан по учебной модели урока о многофазном потоке.

Расчётный примерГазлифт над УЭЦН: что он даёт и чего стоит

Исходные данные (условные)

Скважина и насос: из урока об УЭЦН: 150 м³/сут жидкости (152,4 м³/сут на приёме), приём на 1950 м, давление на приёме 5,77 МПа; без газа перепад насоса 15,55 МПа, число ступеней 342, мощность на валу 46,1 кВт
Газлифт: 15 тыс. м³/сут газа через клапан на 1900 м над пакером
Поток в НКТ: учебная модель урока Многофазный поток в лифтовых трубах: НКТ 62 мм, газ относительной плотностью 0,7, $Z = 0{,}9$ , средняя температура 60 °C; газ, выделяющийся из самой нефти, не учтён — его мало по сравнению с закачанным
Компрессор: берёт газ при 0,7 МПа (абсолютное давление)

Решение

Газожидкостное отношение в НКТ над клапаном: $15\,000/152{,}4 = 98{,}4$ м³/м³. Давление в НКТ у клапана по модели — 12,54 МПа вместо 20,82 МПа без газа.
Давление на выкиде насоса — давление у клапана плюс 50 м столба жидкости: $12{,}54 + 0{,}51 = 13{,}05$ МПа. Перепад насоса $\Delta p_{\text{н}} = 13{,}05 - 5{,}77 = 7{,}28$ МПа — на 53 % меньше.
Насосу из таких же ступеней хватит 160 ступеней вместо 342; мощность на валу — 21,6 кВт вместо 46,1, экономия 24,5 кВт.
Газ нужно подать к клапану под давлением выше 12,54 МПа. Даже идеальный изотермический компрессор затратил бы на сжатие 15 тыс. м³/сут от 0,7 до 12,64 МПа (абсолютных) $0{,}1013\cdot 10^6\cdot\dfrac{15\,000}{86\,400}\cdot\ln\dfrac{12{,}64}{0{,}7}\cdot 10^{-3} = 51$ кВт — больше, чем экономит насос; реальный компрессор — ещё больше. Вес газового столба в затрубье немного снижает давление, нужное на устье, но вывода не меняет.
Если насос остановится, газлифт один, по пересечению притока и оттока, даст около 79 м³/сут при забойном давлении 12,4 МПа (потери в остановленном насосе не учтены).

Ответ: Газ сокращает перепад насоса с 15,55 до 7,28 МПа и мощность на валу с 46,1 до 21,6 кВт, а при отказе насоса сохраняет около 79 м³/сут из 150.

Что это значит. Электроэнергия насоса экономится не даром: сжать газ стоит больше. Поэтому такое сочетание оправдано там, где газ высокого давления уже есть — на месторождении с газлифтной системой или с газовыми скважинами, — или где главное надёжность: при частых отказах насоса из-за песка газлифт сохраняет добычу до ремонта, а насосу с меньшим перепадом легче работать. Данные примера условные.

Термины и обозначения

Винтовой насос (УВН, УЭВН): объёмный насос из металлического ротора в эластомерном статоре; УВН (со штанговым приводом — также УШВН) вращают штангами с поверхности, УЭВН — погружным двигателем.
Ротор и статор: однозаходный стальной винт и стальная труба с эластомерной обкладкой, в которой выполнена двухзаходная винтовая полость с вдвое большим шагом.
Эксцентриситет $e$: смещение оси ротора относительно оси статора; щель статора длиннее сечения ротора на $4e$ .
Рабочий объём $V$: объём, вытесняемый за один оборот ротора: $4\,e\,d\,t_{\text{с}}$ .
Ступень: участок насоса длиной в шаг статора; допустимый перепад пропорционален числу ступеней.
Проскальзывание: перетекание жидкости назад через линии уплотнения под действием перепада давления.
Объёмный КПД $\eta_{\text{о}}$: отношение фактической подачи к теоретической.
Натяг: превышение размера ротора над размером полости статора, создающее плотные линии уплотнения.
Эластомер статора: резиноподобный материал обкладки; выбирается по температуре и составу флюида.
Противоотворотный якорь: якорь под статором, не дающий реактивному моменту отвернуть НКТ.
Обратное вращение: раскручивание штанг и ротора в обратную сторону после остановки; его гасит тормоз привода.
Комбинированная механизированная добыча: два способа подъёма в одной скважине: газлифт над насосом, винтовой насос с погружным двигателем.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Объёмный КПД насоса — паспортная константа».

На самом деле

Он зависит от перепада давления, вязкости, натяга и частоты вращения. Проскальзывание задаёт перепад, а не обороты, поэтому на малых оборотах КПД ниже; стендовые данные на воде пересчитывают на скважинную нефть.

Неверно

«Винтовой насос объёмный, значит, может работать и без жидкости».

На самом деле

Без жидкости эластомер не смазывается и не охлаждается и сгорает за минуты. Уровень держат над приёмом, подачу согласуют с притоком.

Неверно

«Чем больше натяг, тем лучше: меньше утечек».

На самом деле

Больший натяг увеличивает момент трения и нагрев эластомера, а в скважине натяг ещё растёт от набухания и температуры. Натяг подбирают по испытаниям эластомера в пробе нефти.

Неверно

«Перепад насоса — это вес столба жидкости до устья».

На самом деле

Добавляются давление на устье и трение, а для вязкой нефти трение в зазоре между штангами и трубами бывает сравнимо с весом столба; подпор жидкости в затрубье над приёмом перепад уменьшает.

Неверно

«Газлифт над насосом экономит энергию».

На самом деле

Он уменьшает мощность насоса, но на сжатие газа, как правило, уходит больше энергии, чем экономит насос: газлифт поднимает жидкость с меньшим КПД, чем насос. Выигрыш — когда газ высокого давления уже есть, в надёжности и в резерве при отказе насоса.

Подробно: для продвинутых

Почему свободная площадь сечения равна

4ed

Щель статора в поперечном сечении — два полукруга диаметром $d$ , центры которых разнесены на $4e$ , и прямоугольник между ними. Её площадь — площадь круга диаметром $d$ плюс площадь прямоугольника $4e\times d$ . Вычитая площадь сечения ротора — тот же круг, — получаем свободную площадь:

Свободная площадь поперечного сечения винтового насоса

S_{\text{св}} = \left(\frac{\pi d^2}{4} + 4e\,d\right) - \frac{\pi d^2}{4} = 4\,e\,d

где:

$S_{\text{св}}$ площадь, занятая жидкостью в поперечном сечении, м²
$d,\ e$ диаметр сечения ротора и эксцентриситет, м

Единицы: любые согласованные

Справедливо, если

однозаходный ротор в двухзаходном статоре; натяг и деформация эластомера не учтены.

Площадь не зависит от того, где в щели находится круг ротора, поэтому она одинакова во всех сечениях и во все моменты времени — отсюда равномерная подача. За оборот полости продвигаются на шаг статора, и рабочий объём равен $4\,e\,d\,t_{\text{с}}$ .

Почему сечение ротора движется по прямой? Центр сечения отстоит от оси ротора на $e$ и поворачивается вместе с ротором, а сама ось ротора обегает ось статора по окружности того же радиуса $e$ в обратную сторону. Сумма двух равных вращений в противоположные стороны — колебание по прямой с размахом от $-2e$ до $+2e$ : круг ротора ходит от одного конца щели к другому. Отсюда и длина щели $d + 4e$ .

Связь с другими темами

Механизированная добыча: когда нужна и как выбрать способ — когда винтовой насос — правильный выбор и как он выглядит рядом с другими способами.
Штанговые глубинные насосы — штанговые плунжерные насосы: отвод газа, эхолот, колонна штанг.
Электроцентробежные насосы — электроцентробежные насосы — двигатель, гидрозащита и кабель те же, что в установках с погружным двигателем.
Газлифт: принцип и подбор режима — газлифт — основа комбинированных систем с насосом.
Многофазный поток в лифтовых трубах — газожидкостный поток в НКТ, по которому считают выигрыш от газа над насосом.
Узловой анализ добывающей системы — рабочая точка скважины с насосом и без него.
Наклонно-направленные скважины: применение и профиль — наклон и интенсивность искривления ствола, от которых зависит износ штанг и труб.

Проверьте себя

1
Ротор диаметром 30 мм с эксцентриситетом 4 мм, шаг статора 240 мм. Какова теоретическая подача насоса при 200 об/мин?
Показать ответ
Рабочий объём $V = 4\cdot 4\cdot 30\cdot 240 = 115\,200$ мм³ $= 0{,}1152$ л. Теоретическая подача $1440\cdot 0{,}1152\cdot 10^{-3}\cdot 200 \approx 33{,}2$ м³/сут.
2
На стенде при 300 об/мин насос дал на воде объёмный КПД 0,80. Каким он будет при 100 об/мин и том же перепаде, если проскальзывание от частоты вращения не зависит?
1. А.0,40
2. Б.0,27
3. В.0,93
4. Г.0,80
Показать ответ
Правильный ответ: А. 0,40
При 300 об/мин проскальзывание — 20 % теоретической подачи, то есть $0{,}2\cdot 3 = 0{,}6$ теоретической подачи при 100 об/мин. При 100 об/мин остаётся $1 - 0{,}6 = 0{,}40$ .
3
Почему винтовой насос нельзя запускать или оставлять работать при закрытой задвижке на устье?
1. А.Он перегреется, как центробежный насос на закрытую задвижку
2. Б.Давление будет расти, пока не разрушится эластомер, штанги или устьевое оборудование
3. В.Ротор начнёт вращаться в обратную сторону
4. Г.Ничего не случится: насос просто перестанет подавать
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Давление будет расти, пока не разрушится эластомер, штанги или устьевое оборудование
Объёмный насос вытесняет жидкость при любом давлении на выкиде, поэтому давление растёт до разрушения самого слабого элемента. Защита — датчик давления с отключением привода и предохранительный клапан.
4
За месяц момент на штоке вырос с 400 до 550 Н·м при неизменных дебите, частоте вращения и давлении на устье. Какие причины возможны и что проверить?
Показать ответ
Перепад и обороты те же — если только не выросло трение потока в трубах, — значит, гидравлический момент не изменился. Вырос момент трения: набухание эластомера (ароматика, газ, температура) увеличило натяг; песок осел над насосом или в полостях; отложения парафина на штангах и в трубах — они увеличивают вязкий момент штанг, а сужая проход, ещё и трение потока, а с ним перепад. Проверяют эластомер на пробе нефти, промывают скважину, удаляют парафин; при набухании подбирают другой эластомер или ротор с меньшим натягом.
5
Колонна штанг диаметром 22 мм и длиной 1000 м передаёт момент 450 Н·м. На сколько оборотов она закручена и что изменится со штангами 25 мм?
Показать ответ
$J_p = \pi\cdot 0{,}022^4/32 \approx 2{,}30\cdot 10^{-8}$ м⁴; $\theta = 450\cdot 1000/(8\cdot 10^{10}\cdot 2{,}30\cdot 10^{-8}) \approx 245$ рад, около 39 оборотов. Для 25 мм $J_p \approx 3{,}83\cdot 10^{-8}$ м⁴, $\theta \approx 147$ рад — около 23 оборотов: в $(25/22)^4 \approx 1{,}7$ раза меньше.
6
Чем оправдан газлифт над УЭЦН, если сжатие газа требует больше энергии, чем экономит насос?
1. А.Тем, что газ охлаждает двигатель
2. Б.Тем, что без газа УЭЦН не работает
3. В.Доступным газом высокого давления, резервом при отказе насоса и меньшей нагрузкой на насос
4. Г.Ничем — это ошибка проектирования
Показать ответ
Правильный ответ: В. Доступным газом высокого давления, резервом при отказе насоса и меньшей нагрузкой на насос
Комбинация выгодна, когда газ высокого давления уже есть на месторождении, когда важна надёжность: газлифт сохраняет добычу при отказе насоса, — и когда насосу с меньшим перепадом легче работать. Энергетически она сама по себе не выигрывает.

Обновлено: 5 октября 2026 г.