CC BY
19
Belyakova Svetlana Anatolievna, candidate of technical sciences, docent, SBelyakova@sfu-kras.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University,
Surovtsev Alexey Valerievich, senior lecturer, ASurovtsev@sfu-kras.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University,
Khurtin Anatoly Vyacheslavovich, postgraduate, AKhurtin@sfu-kras.ru, Russia, Krasnoyarsk, Siberian Federal University
УДК 621.622.276.53
DOI: 10.24412/2071-6168-2022-3-64-71
МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВКИ ДЛЯ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ДОЗИРОВАНИЯ РЕАГЕНТА
Т.Г. Макарова, К.Р. Уразаков, Е.Б. Думлер, Р.И. Вахитова
Асфальтосмолопарафиновые отложения приводят к снижению дебита и межремонтного периода скважин, а также повышению себестоимости добываемой продукции. Наиболее распространенный метод борьбы с этим видом осложнений в добыче - введение химических реагентов с помощью насосов-дозаторов, однако, такой метод имеет сложность обеспечения требуемой дозировки реагента, а также ограничение производительности. Предложен способ, основанный на работе двух технических устройств - насоса-дозатора и струйного насоса, позволяющий использовать полезную работу жидкости без использования дополнительных источников энергии, и обеспечивающий поступление реагента в полость насосно-компрессорных труб для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений. Разработана математическая модель работы скважинной дозирующей насосной установки, основанная на уравнениях сохранения массы, количества вещества и жидкости.
Ключевые слова: струйный насос, насос-дозатор, электроцентробежный насос, динамический уровень, нефтегазоводяная эмульсия, НКТ, АСПО.
Одними из наиболее часто встречающихся осложнений в процессе добычи нефти являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) в колоннах лифтовых труб и во внутрис-кважинном оборудовании. Самыми распространёнными методами борьбы с АСПО в силу своей дешевизны и простоты реализации являются «горячая» обработка лифта скважины (нефтью либо паром) и метод механической очистки скребками разнообразной конструкции [1,2]. Однако из-за высокой степени плотности и высокой температуры плавления отложений асфальтенового типа эти методы теряют эффективность с ростом доли асфальтенов в составе отложений. В этом случае, а также в случае борьбы с АСПО в насосном оборудовании и в призабойной зоне пласта более эффективным становится применение химических методов защиты. Химические методы защиты делятся на две группы: удаление (растворители) и предотвращение (ингибиторы). Опыт борьбы с отложениями АСПО показывает, что предупреждение образования отложений является более целесообразным, чем борьба с уже образовавшимися [3,4].
Разработка технических решений и устройств для снижения АСПО в добывающих скважинах является на сегодняшний день актуальной задачей, которой посвящены исследования ряда авторов.
Известен способ предотвращения образования АСПО в системе добычи и сбора нефти, включающий электромагнитное воздействие на продукцию скважин перед подачей в систему добычи и сбора нефти [5].
Альтернативным способом снижения АСПО является применение специального насоса-дозатора [6]. Согласно этому изобретению, при подземном ремонте скважины, осложненной отложениями асфальтосмолопарафиновых соединений кабель питания электродвигателя центробежного насоса был заменен на кабель с капиллярной трубкой. Предложенный кабель спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, а затем по его капиллярному каналу осуществляют подачу химического реагента. Подачу осуществляют либо на прием скважинного насоса, либо в интервал перфорации скважины.
64
Существенным недостатком вышеперечисленных методов является необходимость в дополнительном источнике энергии, что также требует повышенных затрат.
Для повышения эффективности доставки реагента предложено новое техническое решение [7], которое представляет собой комбинацию, двух технических устройств - насоса, дозирующего реагент и струйного насоса (рис. 1). Скважинная дозирующая установка предназначена для предотвращения отложений АСПО. Она включает в себя электродвигатель 1, электроцентробежный насос 2, колонну НКТ 3, устройство для дозирования химического реагента (фрагмент А), нагнетательную линию химического реагента 4, теплообменник 7, линию нагнетания добываемой жидкости 6, устьевую тройниковую арматуру 5.
Предлагаемая скважинная дозирующая установка для предотвращения отложений работает следующим образом. Перед запуском установки технологическая емкость 10 заполняется химическим реагентом. Центробежный насос 2, приводимый в действие электродвигателем 1, подает перекачиваемую жидкость в колонну насосно-компрессорных труб 3, и далее в струйный аппарат 12 устройства для дозирования химического реагента. Из скважины добываемая жидкость через устьевую арматуру 5 по линию нагнетания добываемой жидкости 6 поступает в циркуляционные каналы 9 теплообменника 7, где передает теплоту химическому реагенту, находящемуся в технологической емкости 10. Нагретый реагент подается в скважину по нагнетательной линии химического реагента 4, которая проходит вдоль поверхности колонны насосных труб до входного отверстия 13, далее реагент через сопло 15 струйного аппарата 12 устройства для дозирования химического реагента смешивается с добываемой жидкостью. Перемещаясь в полости насосно-компрессорных труб химические реагенты вступают в реакцию с перекачиваемой пластовой жидкостью, предотвращая возможность отложения асфальтосмолопарофиновых соединений, солей, образования коррозии. Подбор величины диаметров проходных сечений горловины 14 и сопла 15 струйного аппарата 12 обеспечивает дозированную подачу реагента во внутреннюю полость колонны насосно-компрессорный труб.
Рис.1. Установка для предотвращения отложений: 1 - электродвигатель; 2 - электроцентробежный насос; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - нагнетательная линия реагента; 5 - устьевая арматура; 6 - линия нагнетания скважинной продукции; 7 - теплообменник; 8 -уплотнительная муфта; 9 - циркуляционные каналы; 10 - технологическая емкость; 11 - заправочная горловина; 12 - струйный аппарат; 13 - входное отверстие; 14 - горловина; 15 - сопло
Представленное техническое решение на рис. 1, подразумевает высокую эффективность работы при условии корректного подбора конструктивных параметров. При этом необходимо учесть характеристики такого устройства, то есть функциональные особенности - работу струйного и дозировочного насоса.
В настоящий момент наиболее актуальным дозировочным насосом является насос объемного типа (поршневой или плунжерный), поэтому известные методики расчета дозировочных насосов сводятся к подбору параметров, как для поршневых или плунжерных насосов с учетом особенностей их конструкции кривошипно-шатунного механизма [9,12,13]. В рамках поставленной задачи применение существующих методик подбора параметров скважинной дозирующей установки невозможно в виду отсутствия подвижных элементов у дозировочного насоса.
Известна методика расчета конструкции струйного насоса для перепуска затрубного газа в полость НКТ (рис. 2) [8,10,11].
Рис. 2. Струйный аппарат для перепуска затрубного газа: 1 - колонна НКТ;
2 - подпоршневая полость; 3 - неподвижная симметричная половина; 4 - обратный клапан; 5 - подвижная симметричная половина; 6 - постоянный магнит; 7 - пружина;
8 - поршень; 9 - цилиндр; 10 - отверстие; 11 - затрубное пространство; 12 - обсадная
колонна; 14 - УЭЦН; Н - сужение
Струйный насос такого типа представляет собой неподвижную 3 и подвижную 5 симметричные половины. Принцип действия устройства основан на перемещении поршня 8 с установленной пружиной сжатия 7 при повышении давления затрубного газа до некоторого значения.
В работе [9] произведен расчет параметров струйного аппарата численными методами в зависимости от газового фактора, дебита скважины, свойств нефтегазоводяной смеси, однако, данная методика не позволяет учесть параметры насоса, дозирующего реагент, а также их совместную работу со струйным аппаратом. Учитывая обозначенные факторы, возникает необходимость в разработке методики расчета, которая позволила бы объединить работу двух насосов - насоса, дозирующего реагент и струйного насоса.
В предлагаемой конструкции струйного насоса (рис. 3) можно условно выделить три части: конфузор, камера смешения, диффузор.
На рис. 4 схематично показан вид спереди разработанной конструкции установки.
Далее при рассмотрении всей установки в целом, часть конструкции, в которую включена устьевая емкость, а также вертикальный и горизонтальный участок трубопровода для транспорта реагента на входное отверстие струйного насоса условно принимается «насосом», дозирующим реагент.
Для связывания параметров струйного насоса таких как угол наклона конфузора «конф, угол наклона диффузора адиф, диаметры D2, D3, длины конфузора Ьконф и диффузора 1диф достаточно воспользоваться простыми геометрическими зависимостями:
\D2 =AL — Ctg («конф)^конф (1)
D2 =D3 — ctg (а диф)Ьдиф 66
где Иг, И2, - диаметры струйного насоса, м; аконф, адиф - углы наклона конфузора и диффузора соответственно, град; Ьконф, Ьдиф - длины конфузора и диффузора соответственно, м.
Рис. 3. Струйный насос: 1 - конфузор; 2 - камера смешения; 3 - диффузор;
4 - химический реагент
Рис. 4. Схема геометрических параметров струйного насоса: 1 -конфузор; 2 - камера смешения; 3 - диффузор
Или выражая зависимости (1) через угол наклона:
Г«к
конф
, = агсад(у-^)
•^конф
а„„ф = агсад °2)
Lдиф
(2)
Диф ---а к ,
Как правило, длину камеры смешения Ькс конструктивно принимают равной:
¿кс~7Я2, (3)
Наличие таких элементов в конструкции как конфузора, камеры смешения и диффузора предполагает изменение поперечного сечения по всей длине устройства.
Моделирование работы струйного насоса и насоса, дозирующего реагент. При моделировании работы устройства используются уравнения сохранения массы, количества вещества и жидкости.
Коэффициент сопротивлений в конфузоре при движении в нем жидкости, который выражен из потерь на трение и потерь на сужение:
(4)
^конф ^тр ^-^суж,
где Л'тр =
8 БЩ180-2агсс1д
^конф
(1---) - коэффициент потерь на трение; А - коэффициент со-
противления по длине; п = — - коэффициент сужения конфузора; ^суж = sin(90 — агсс£д (01 °2))(1 — -)2 - коэффициент потерь на сужение.
V ^конф / ^
Уравнение Бернулли с учетом потерь в конфузоре примет вид:
2 2 _ ^вых.конф Рж г* . ТГ л ^вх.конф Рж /
Рвх.конф Рвых.конф ^ V1 ' ^конфу 2 , (5)
где рвх.конф - давление на входе в конфузор, Па; рвых.конф - давление на выходе из конфузора, Па; ^вх.конф - скорость на входе в конфузор, м/с; ^вых.конф - скорость на выходе из конфузора,
м/с; рж - плотность жидкости, кг/м3; !кОнф - длина конфузора, м; Б2 - выходной диаметр кон-фузора, м; ^кОнф - коэффициент потерь в конфузоре.
Закон сохранения массы при движении жидкости по конфузору:
Рж ^вх = PжQвых, (6)
где Qвх - расход на входе в конфузор, м3/с; @вых - расход на выходе из конфузора, м3/с.
При движении жидкости в камере смешения будет происходить турбулизация потока, что требует учета сил трения жидкости о стенки, запишем уравнение движения жидкости без учета сил тяжести, а также пренебрегая силами нормальной реакции участка насоса, по которому движется жидкость:
(.Рвх.кс Рвых.кс)^с ^Рреаг^реаг^реаг ^Pж^■жQж Pсм^■смQсм ^^тр (7)
VI с Рсм^см тт ^ 2 ¿г 0,316
,, тр = ь ■ } —-— - сила трения жидкости, Н; Ъ - периметр камеры смешивания, м ; / = у_
- коэффициент сопротивления; ^с - площадь поперечного сечения камеры смешения, м ; Яе = Рсм"смйсм - число Рейнольдса; рсм = мрж + (1 — м)рреаг - плотность смеси, кг/м3;
Рреаг - плотность реагента, кг/м3; рж - плотность жидкости, кг/м3; Иреаг - скорость реагента, м/с; исм - скорость смеси, м/с; иж - скорость жидкости, м/с; Qж - расход жидкости, м3/с; @реаг - расход реагента, м3/с; Qсм = Qж + Qреаг - расход смеси, м3/с; д.см - диаметр камеры смешивания, м; И-см =№И-ж + (1_^Мреаг - вязкость смеси, мПас; ^ж - вязкость жидкости, мПас; ^-реаг - вязкость реагента, мПас; w = ——— - объемная доля реагента в жидкости.
Фж+Фреаг
Скорость реагента будет определяться с учетом перепада давления на выходе из камеры смешения и давления на входе в отверстии насоса, дозирующего реагент:
_ , 12(Рреаг.вх~Рвх.кс) .-оч
иреаг — К п , (8)
\ Рреаг
где к = (1 — ( — ) )2 - коэффициент расхода, принимается как для внезапного расширения в тру-
г г т . -I ^тр.сум ^реаг Рреаг
бопроводе; Рреаг.вх = Рреагдптрверт + Л--- давление на входе в отверстии насоса,
0Тр 2
дозирующего реагент, Па; Рреаг - плотность реагента, кг/м3; д - ускорение свободного падения, м/с2; Нтрверт - расстояние от емкости с реагентом до глубины спуска насоса, дозирующего реагент, м; А - коэффициент сопротивлений; Ьтр.сум = ^тр.верт + ^тр.гОр - суммарная длина трубы, составленная из вертикального и горизонтального участков, м;Втр - диаметр трубопровода, подающего реагент, м; рвх.кс - давление на входе в камере смешения, Па.
Коэффициент сопротивлений в диффузоре при движении в нем жидкости, также выражен из потерь на трение и потерь на расширение:
^дифф КТр ^-^расш, (9)
где Ктр =----т (1 —- коэффициент потерь на трение; Л - коэффициент со-
8 5т(180-2агс&д(Ог3~°2)) П
V ьдиф )
противления по длине; п = — - коэффициент сужения конфузора; Красш = sin(90 — агссЬд{——-))(1--)2 - коэффициент потерь на сужение.
Ьдпф п
Аналогично уравнение Бернулли с учетом потерь в диффузоре примет вид:
2 2 „ _„ _ увых.диф Рсм (Л , к ^вхдиф Р™ (10)
Рвх..диф гвых.диф 2 Лдифф/ 2 ' V1"/
где рвх..диф - давление на входе в диффузор, Па; рвых..диф - давление на выходе из диффузора, Па; Х'вх.диф - скорость на входе в диффузор, м/с; Увых.диф - скорость на выходе из диффузора, м/с; рсм - плотность смеси, кг/м3; Ьдиф - длина диффузора, м; - выходной диаметр диффузора, м; Кдифф - коэффициент сопротивлений в диффузоре.
Закон сохранения массы при движении по диффузору:
Усм.вх.диф. _ Усм.вых.диф?
(11)
где @см.вх.диф. - расход смеси на входе в диффузор, м3/с; @см.вых.диф - расход смеси на выходе из диффузора, м3/с.
Давление на выходе из диффузора (то есть в верхней части, на выходе струйного насоса) будет определяться как:
Рвых.диф Ру
(12)
где ру - устьевое давление, Па; Др= Я Ьнкт ^см Рсм - потери давления на трение жидкости в НКТ,
ВНКТ 2
Па; ЬНКТ - длина НКТ, м; 0НКТ - диаметр НКТ, м; гсм - скорость смеси, м/с; рсм - плотность смеси, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; Нсп - глубина спуска струйного насоса, м.
Также при описании работы конфузора или диффузора следует оперировать таким параметром, как коэффициент кавитации:
^ _ 2(Рвых~Рнас) (13)
Рж(:
ж у n(D2)2j
где рнас - давление насыщения паров жидкости, Па.
Физические процессы, описанные полученной математической моделью, учитывают характер движения потока, в том числе подробно изложены потери, вызванные местным трением по длине, с учетом расширения и сужения потока жидкости по телу конфузора и диффузора, а также ее смешивание с реагентом в камере смешения (рис. 5).
О,
'бхконф
^Оыххонф' Рбыхконф „_ Т^ & ' тр Г
^ÖX.KC• Рбхж У у Jwp h Ъхдйф
а.
4
Рис. 5. Схема направлений потоков и усилий в струйном насосе и насосе,
дозирующего реагент
В результате разработана математическая модель работы скважинной дозирующей насосной установки, основанная на уравнениях сохранения массы, количества вещества и жидкости. Разработанная математическая модель, описывает работу струйного насоса и насоса, дозирующего реагент, отличается от известных тем, что учитывает геометрические параметры устройства, истечение жидкости по переменному сечению, а также ее свойства и характер движения потока.
Список литературы
1. Хамидуллин З.И., Мовланов Т.Ш. Методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями // Фундаментальные и прикладные научные исследования: актуальные вопросы современной науки, достижения и инновации. Сборник статей по материалам I международной научно-практической конференции: Уфа: Изд-во: ООО "Научно-издательский центр "Вестник науки", 2019. С. 48-52.
2. Бакраев М.М., Булюкова Ф.З., Думлер Е.Б. Способы борьбы с АСПО при эксплуатации скважин ЭЦН в условиях гойт-кортовского месторождения // Современные проблемы нефтегазового оборудования-2021. Материалы Международной научно-технической конференции. 2021.С. 113-118.
3. Макарова Т.Г., Павлов О.Ю. К вопросу об эффективности способов обработки скважин осложненных АСПО // В сборнике: Современные проблемы нефтегазового оборудования -2021 // Материалы Международной научно-технической конференции. 2021. С. 217-221.
4. Макарова Т.Г., Уразаков К.Р., Киямов И.К., Сабитов Л.С. К вопросу о повышении эффективности эксплуатации установок электроцентробежных насосов в скважинах, осложненных асфальтосмолопарафиновыми отложениями // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2021. № 1 (121). С. 18-22.
5. Алимбеков Р.И., Акшенцев В.Г., Ахтямов Т.З., Шулаков А.С. Электромагнитный протектор скважинной установки электроцентробежного насоса: пат. РФ на изобретение RU 2444612С1 10.03.2012.
6. Гильманова А.Р., Никулин В.Ю., Денисламов И.З., Лавренова А.С., Лысенков А.В. Способ ингибирования скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений: пат. РФ на изобретение RU №2302513 опубл. 10.07.2007.
7. Уразаков К.Р., Макарова Т.Г., Думлер Е.Б., Вахитова Р.И., Борисов А.О. Скважинная дозирующая насосная установка для предотвращения отложений: патент РФ № 2752569. Опубл. 29.07.2021.
8. Уразаков К.Р., Вахитова Р.И., Сарачева Д.А. Методика расчета параметров струйного насоса при совместной эксплуатации с ЭЦН // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. 2011. № 3. С. 134 -146.
9. Уразаков К.Р., Мухин И.А., Вахитова Р.И., Сарычева Д.А., Волков И.В. Исследование характеристик струйного насоса численным моделированием // Нефтегазовое дело. 2015. Т.13, №14. С. 149-154.
10. Уразаков К.Р., Вахитова Р.И., Сарачева Д.А., Абрамова Э.В. Струйный аппарат для перепуска затрубного газа: пат. РФ на изобретение № 2517287, МПК E21B 43/12, F04F 5/00 - № 2012149306 /03; заявлено 19.11.2012; опубл. 27.05.2014. Бюл. №15.
11. Уразаков К.Р., Молчанова В.А., Маркелов Д.В., Горбунов В.В. Автоматическое устройство для перепуска затрубного газа: пат. РФ на изобретение RU 2318983 07.02.2007.
12. Уразаков К.Р., Молчанова В.А., Маркелов Д.В., Тяпов О.А., Дмитриев В.В., Иконников И.И. Автоматическое клапанное устройство для перепуска затрубного газа: пат. РФ на изобретение RU 2305171 26.01.2006.
13. Применение насосно-эжекторных систем «Тандем» на нефтяных месторождениях Российской Федерации / А.Н. Дроздов, В.С. Вербицкий, А.В. Деньгаев, Д.Н. Ламбин, А.М. Ко-чергин, В.В. Курятников // Нефтепромысловое дело. 2004. № 3. С. 31-46.
Макарова Татьяна Георгиевна, старший преподаватель, dtana@mail.ru, Россия, Республика Татарстан, Альметьевск, Альметьевский государственный нефтяной институт,
Уразаков Камил Рахматуллович, д-р техн. наук, профессор, info@rusoil.net, Россия, Республика Башкортостан, Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет,
Думлер Елена Борисовна, канд. техн. наук, доцент, dumler08@mail. ru, Россия, Республика Башкортостан, Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет,
Вахитова Роза Ильгизовна, канд. техн. наук, доцент, roza-w@mail.ru, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, Альметьевский государственный нефтяной институт
PROCEDURE FOR CALCULATION OF PARAMETERS OF DOWNHOLE PUMPING PLANT FOR DEPOSIT PREVENTION
T.G. Makarova, K.R. Urazakov, E.B. Dumler, R.I. Vakhitova
Asphahosmolopamffm deposits lead to a decrease in production rate and inter-repair period of wells, as well as an increase in the cost of production. The most common method of combating this type of complications in mining is the introduction of chemical reagents using dosing pumps, however, such a method has the difficulty of providing the required dosage of the reagent, as well as limited productivity. method is proposed, based on operation of two technical devices - dosing pump and _ jet pump, which allows to use useful operation of liquid without use of additional energy sources, and provides for supply of reagent into cavity of tubing to prevent formation of asphalt-resin-paraffin deposits. Mathematical model of operation of downhole dosing pump unit based on equations ofpreservation of mass, quantity of substance and liquid has been developed.
Key words: _ jet pump, dosing pump, electric centrifugal pump, dynamic level, oil and water emulsion, tubing, AFS.
Makarova Tatyana Georgiyevna, senior teacher, dtana@mail.ru, Russia, Republic of Ta-tarstan, Almetyevsk, Almetyevsk state oil institute,
Urazakov Kamil Rakhmatullovich, doctor of technical sciences, professor, info@rusoil.net, Russia, Republic of Bashkortostan, Ufa, Ufa state oil technical university,
70
Dumler Elena Borisovna, candidate of technical sciences, docent, dumler08@mail.ru, Russia, Republic of Bashkortostan, Ufa, Ufa state oil technical university,
Vakhitova Rosa Ilgizovna, candidate of technical sciences, docent, roza-w@mail. ru, Russia, the Republic of Tatarstan, Almetyevsk, the Almetyevsk state oil institute
УДК 303.732
DOI: 10.24412/2071-6168-2022-3-71-75
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ МЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОРОВ В ПРОЦЕССЕ
ЭКСПЛУАТАЦИИ
Д.Р. Абсалямов, Р.Н. Аитов, А.Ю. Петров, Р.Р. Хальметов
В статье рассмотрены основные факторы, влияющие на каждый из технико-экономических параметров двигателя в процессе эксплуатации. Проведен анализ удельных эксплуатационных затрат и параметров на них влияющих. Определено, что изменение себестоимости продукции зависит главным образом от затрат на поддержание работоспособности двигателя в процессе эксплуатации, расхода эксплуатационных материалов. Показаны возможности: корректирования затрат на поддержание двигателя в работоспособном состоянии с учетом продолжительности его эксплуатации; прогнозирования изменения производительности, себестоимости продукции установки и других технико-экономических показателей по мере старения двигателя.
Ключевые слова: технико-экономические показатели двигателя и установок, прогнозирование себестоимости продукции, эксплуатация двигателей и установок.
В процессе заводских испытаний (в первый период эксплуатации новой модели двигателя или старой модели в других условиях работы) необходимо прогнозировать изменение параметра технического состояния. Для прогнозирования величины параметра следует иметь закономерность изменения его в процессе эксплуатации и результаты минимального числа наблюдений за динамикой этого параметра.
Интегральный показатель изменения технического состояния двигателя — удельные затраты на поддержание его в работоспособном состоянии. Эти затраты зависят не только от расхода эксплуатационных материалов, запасных деталей и труда на поддержание работоспособности, но и от простоя двигателя в ремонте и в ожидании последнего. По мере эксплуатации все показатели ухудшаются и требуется только уточнить основные факторы, влияющие на каждый из технико-экономических параметров.
Так, мощность двигателя, а, следовательно, и расход топлива двигателем заданной конструкции зависит от герметичности камеры сгорания (при исправных системах питания и воспламенения топливной смеси). Исследованиями установлено, что герметичность камеры сгорания количественно можно оценить по утечке воздуха из камеры сгорания. Основная причина увеличения утечки воздуха из камеры сгорания - износ сопряжения компрессионное кольцо-гильза. Зависимость износа этого сопряжения от продолжительности эксплуатации аналитически установлена и экспериментально подтверждена [1]. Изменение утечки воздуха из камеры сгорания в картер имеет аналогичную зависимость в процессе эксплуатации согласно работе [2, 3].
Форма этой зависимости, следующая:
Qr = Qo + Qi{l-e~lbl\ где — утечка воздуха из камеры сгорания в конце приработки, приведенная к началу координат; — предельная величина утечки, к которой асимптотически приближается значение параметра в реальном двигателе; I — продолжительность эксплуатации; b — параметр, характеризующий изменение интенсивности утечки воздуха из камеры сгорания на единицу износа.
