Энергосбережение в УЭЦН для добычи нефти из скважин

Энеоргсбережение стало одним из приоритетных направлений технической политики во всех развитых странах мира. Это связано, во-первых, с ограниченностью и невозобновляемостью основных энергоресурсов, во-вторых, с непрерывно возрастающими сложностями их добычи и стоимостью, в-третьих, с глобальными экологическими проблемами, обозначившимися в последние годы.

Энергосбережение в УЭЦН является наиболее дешевым и безопасным способом увеличения их мощностей, так как затраты на экономию 1 кВт мощности обходятся в 4…5 раз дешевле, чем стоимость вновь вводимого 1 кВт мощности [11]. На рисунок 1.14 представлена упрощенная диаграмма передачи мощности от промыслового источника к пластовой жидкости, отражающая главные черты энергетического процесса в УЭЦН.

а)

б)

Рис.1.14. Энергетическая диаграмма:

а) нерегулируемый электропривод; б) регулируемый электропривод.

В энергетический канал входит несколько обязательных элементов: промысловый трансформатор ТР; кабельная линия КЛ; электродвигатель ДВ; рабочая машина (электроцентробежный насос) НАС; технологический орган (пластовая жидкость, поднимающаяся по колонне насосно-компрессорных труб НКТ). Каждая ступень преобразования и передачи энергии независимо от способа реализации сопровождается потерями , значение которых существенно зависит от конкретного оборудования и режимов его работы.

Известно, что главной энергосиловой основой УЭЦН является асинхронный электропривод, с помощью которого поступающая из промысловой сети электроэнергия преобразуется в механическую и доставляется к рабочему органу УЭЦН – центробежному насосу. Поэтому энергосбережение в УЭЦН зависит от многих способов управления потоком электроэнергии, подводимой к погружному электродвигателю, от рабочих характеристик ЦН, скважинной магистрали и от других факторов. До последнего времени в подавляющем большинстве случаев в ЦН для добычи нефти оснащались нерегулируемым асинхронным электродвигателем, который через промысловый трансформатор подключался напрямую к номинальному напряжению питающей сети. При этом для регулирования технологических параметров скважины, таких как дебит, напор, динамический уровень нефтегазовой смеси и др. применялось управление ее механической частью через дроссель, заслонку, шибер которые устанавливались в устье скважины.

Регулирование такого рода необходима, во первых, для вывода скважины на номинальный режим работы, поскольку как известно ЦН выбираются всегда с некоторым запасом по производительности и имеют каталожные значения напора H_KAT и подачи Q_KAT больше требуемых номинальных значениях. Во вторых, дросселирование позволяет увеличить при необходимости дебит скважины в некоторых пределах путем полного открытия задвижки или снятия шибера.

Механическое управление параметрами нефтяных скважин не удовлетворяет современным требованиям из-за энергетической и технологической неэффективности дроссельного регулирования, что иллюстрирует рис. 1.15. На этом рисунке показаны характеристики производительности ЦН, представляющие собой зависимость напора Н от расхода Q. Характеристики с достаточной степенью точности апроксимируются зависимостью [11]:

(1.1)

и построены для частот > > > в относительных единицах при использовании в качестве базовых единиц величин номинальной подачи Q_НОМ и номинального напора Н_НОМ. В уравнении () - номинальная угловая скорость ПЭД; - напор насоса при . Кривая 1 представляем характеристику магистрали нефтяной скважины при номинально открытой заслонке. Характеристика магистрали определяется следующим выражением:

(1.2)

где - статический напор, вызванный противодавлением от веса столба нефтеводяной смеси при (закрытая задвижка); - коэффициент гидравлического сопротивления магистрали.

Рис. 1.15. Режимы работы УЭЦН при дроссельном и частотном

регулировании.

Мощность потребляемая насосом, определяется по формуле:

(1.3)

где - подача, м³/с; Н - напор, м; g - ускорение свободного падения, 9,8 м/с²; - плотность нефтеводной смеси, кг/м³; - КПД центробежного насоса.

При номинальном расходе и напоре насос работает в точке А пересечения характеристик магистрали насоса, а мощность, потребляемая насосом, пропорциональна мощности прямоугольник ОКАL. Дроссельное регулирования параметров нефтяной скважины основано на изменении ее гидравлического сопротивления при неизменной скорости вращения ротора УЭЦН. В этом случае рабочая точка УЭЦН перемещается по Q – Н характеристики (рис 1.15) при в сторону снижения подачи Q например до точки пересечения В с новой характеристикой скважинной магистрали. При этом часть напора - теряется на регулирующем устройстве, что приводит к возрастанию напора Н, который становиться больше номинального. Мощность насоса, пропорциональна площади прямоугольника ODBF, и энергопотребления УЭЦН изменяются незначительно или практически не изменяются. Таким образом, дроссельное регулирование энергетически неэкономично, т.к. сопровождается снижением КПД УЭЦН.

Применение частотно-регулируемого асинхронного двигателя позволяет существенно снизить энергопотребление УЭЦН и реализовать энергосберегающее управление параметрами нефтяной скважины (в частности ее дебитом) путем изменения частоты вращения ротора УЭЦН при неизменной гидравлической характеристике скважины. В этом случае рабочая точка (рисунке 1.15) перемещается по характеристике 1 до точка С и с уменьшением подачи Q одновременно снижается требуемый напор. Это приводит к снижению мощности УЭЦН, пропорциональной площади прямоугольника OECF, что наглядно иллюстрирует возможность существенного снижения энергопотребления при использовании частотно-регулируемых асинхронных электроприводов в УЭЦН.

По аналогии с диаграммой на рисунке 1.14-а. можно представить передачу мощности в УЭЦН с регулируемым электроприводом в виде энергетической диаграммы на рисунке. 1.14-б, в которой трансформатор Тр питается от электрического преобразователя, благодаря чему все потери , т.е. при всех режимах работы и для любого момента времени. Как показывают предварительные расчеты [12], применение в качестве электрического преобразователя регулятора частоты вращения вала ЦН обеспечивает экономию электроэнергии до 30…40 % и позволяет перекачивать пластовую жидкость в более широком диапазоне объемов, чем это возможно при дроссельном регулировании, а так же позволяет осуществлять плавный, контролируемый пуск ПЭД с ограничением на заданном уровне пусковых токов. Это повышает в 2…3 раза [12] надежность УЭЦН за счет снижения электрических нагрузок на кабель и обмотку асинхронного двигателя при запуске установок, а также за счет полной ликвидации гидравлических ударов и улучшения условий работы пласта при пуске скважины.

Наиболее эффективным методом регулирования частоты вращения ротора ПЭД является регулирование частоты питающего погружной двигатель электротока [4].

Возможность регулирования скорости ПЭД изменением частоты f₁ следует из выражения скорости идеального холостого хода:

(1.4) Однако при неизменном напряжении источника питания U₁ с уменьшением частоты f₁ резко увеличивается ток намагничивания и ток статора. Магнитная система ПЭД насыщается. В результате существенно ухудшаются рабочие характеристики ПЭД и увеличиваются электрические и магнитные потери. Для сохранения технико-экономических показателей ПЭД при изменении частоты f₁ и момента нагрузки М:

(1.5)

где - частота напряжения обмотки статора; - число пар полюсов ЭД.

Рис. 1.16. Схема силовой части УЭЦН.

В полной мере законы частотного управления вида (1.5) реализуются в замкнутых системах автоматического управления электроприводами УЭЦН. В разомкнутых системах управления напряжение U₁ обычно регулируется в функции от частоты f₁:

(1.6)

2. РАСЧЕТ И ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ УЭЦН

2.1 Программы для выбора узлов установки ЭЦН по условиям добычи нефти из скважины

Выбор узлов установки ЭЦН ведется по алгоритмам, в основу которых положены многократно опробированные в нефтяной промышленности положения и результаты работ, посвященных изучению фильтрации жидкости и газа в пласте и в призабойной зоне пласта [3], движению водогазонефтяной смеси по обсадной ко­лонне скважины и по колонне НКТ, законам изменения газосодержания, давления, плотности, вязкости, и т.д.; изучении теории и работы скваженных центробежных насосов на реальные пластовые жидкости. При этом необходимо знать точные значения температуры как перекачи­ваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное место занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики кото­рого меняются в зависимости от окружающих условий.

На Самотлорском месторождении разрабатываемом ОАО «СНГ» в период с1969 по1994 года для подбора оборудования УЭЦН использовалась методика разработанная Богдановым и Филипповым. Также она использовалась всеми дочерними предприятиями АООТ “Нижневартовскнефтегаз”, т.к. была признана самой лучшей для данного месторождения. Эта методика разрабатывалась для нового месторождения; а сейчас Самотлорское месторождение находится на 4 стадии разработки и средняя обводненность составляет 89%, поэтому пришлось отказаться от нее. В настоящее время в ОАО «СНГ» применяют две электронные программы для подбора оборудования УЭЦН: «Sub Pump» (перевод: под насос) используется уже в течении нескольких лет и за этот период довольно не плохо себя зарекомендовала. Она позволяет опытному пользователю в течение 5-7 минут подобрать необходимое оборудованиее для УЭЦН любого завода-изготовителя имеющегося в базе данных такие как: Алнас, Алмаз, Борец, ODI, ESP, Centrilift, и др. Также позволяет просмотреть все рабочие характеристики выбранного оборудования и выбрать оптимальные.

Программа имеет развитый интерфейс, позволяющий рабо­тать с различными системами единиц (СИ, американская и ка­надская нефтепромысловые системы и другие), библиотеки со­отношений «давление — объем — температура» для различных пластовых флюидов, аппарат для использования данных по вяз­кости при изменении температуры для расчетов движения жид­кости по колоннам обсадных и насосно-компрессорных труб, при движении в погружном насосе.

База данных программы SubPUMP™ содержит информацию о характеристиках насосов, двигателей, кабелей, ступеней, гид­розащиты, производимых крупнейшими поставщиками устано­вок погружных центробежных насосов — компаниями Centrilift, ESP, ODI, REDA, АЛНАС. Кроме базы данных в программе есть возможность изменять характеристики узлов и установок в целом по итогам их стендовых испытаний.

Итогом работы программы SubPUMP™ вне зависимости от подхода пользователя к проблеме подбора УЭЦН всегда являет­ся система с максимальным КПД или с минимальными общими затратами на добычу единицы скважинной продукции. Программа SubPUMP™ работает под управлением Windows.У программы SubPUMP^TM есть один существенный недостаток – она к сожалению не имеет русифицированной версии. В связи с этим была внедрена новая программа Neo Sel-Pro разработанная в городе Новосибирске. В данный момент она находится в стадии опытного применения, но в скором времени полностью заменит «Sub Pump», так как по все параметрам превосходит ее. Neo Sel-Pro имеет новейшую базу данных, позволяет подобрать оборудование с высокой точностью для любой скважины. Это в конечном итоге приведет к увеличению МРП, и снизит количество отказов из-за неточного подбора оборудования. Однако и у этой программы есть недостаток: приходится вручную обрабатывать, а потом вводить инклинограмму, что увеличивает время подбора. Но эта проблема в ближайшее время будет устранена.

Порядок ввода данных для программы Neo Sel-Pro.

1. Для определения коэффициента продуктивности вводятся:

дебит свкажины, обводненность, интервал перфорации, инклинограмма, диаметр НКТ, давление пластовое, давление в затрубном пространстве, давление буферное, глубина спуска.

2.Программа запрашивает подтверждение введенных параметров и выдает готовый коэффициент продуктивности, выводится динамический уровень.

3.Выбирается из предложенного списка:

- насос

- погружной электродвигатель

4.Получается список подобранного оборудования и его характеристики.

Подбор закончен.

Фирмой «ОКБ БН — КОННАС» со второй половины 1980-х годов активно внедрялся на нефтяных промыслах Советского Союза пакет прикладных программ (ППП) СПИНАКЕР, кото­рый, по утверждению авторов, представляет собой экспертную систему, призванную обеспечивать высокую эффективность эк­сплуатации нефтяных пластов, скважин и погружных центро­бежных насосов. В данном пакете существует и решение задачи о подборе УЭЦН к нефтяной скважине, использующее боль­шую базу данных.

Данная база содержит сведения о конструкции скважин, свой­ствах пластовых флюидов, о характеристиках электроприводно­го насосного оборудования, и ретроспективы параметров техно­логического оборудования. Необходимо отметить, что в данной методике, переложенной для расчета на совместимые с PC IBM компьютеры, применяется один из самых полных и имеющих наименьшее количество допущений алгоритмов подбора обо­рудования к нефтяным скважинам. Однако отсутствие до­пущений, упрощающих алгоритм подбора, требует оператив­ного получения самой полной и достоверной геолого-техни­ческой информации, без которой применение ППП СПИНАКЕР становится нецелесообразным.

Несколько особняком стоит программный продукт, разрабо­танный на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и яв­ляющийся частью программно-аппаратного комплекса системы диагностики работоспособности скважинных насосных устано­вок .

Данная программа подбора и диагностики скважинного на­сосного оборудования (как штангового, так и бесштангового — УЭЦН, УЭВН, УЭДН) имеет, кроме развитой базы данных (практически все выпускаемые в мире типоразмеры УЭЦН, винтовых и диафрагменных насосов) большое число первичных датчиков, установленных на добывающих скважинах. Это позволяет получить оперативную промысловую информацию, необходимую для качественного подбора оборудования. Ме­тодически программа подбора УЭЦН (работает в оболочке Windows) основана на положениях, рассмотренных в разделе 1 настоящей главы. Пакет указанных прикладных программ из­вестен у нефтяников России под именем «Диагност», а ее бо­лее поздние версии, направленные на подбор насосных уста­новок для добычи нефти, — «Автотехнолог». В настоящее время программа «Автотехнолог» имеет очень широкое распростра­нение в нефтяной промышленности России и позволяет про­изводить подбор всех типов насосных установок для добычи нефти (УЭЦН, УЭВН, УЭДН, УШСН, УВНПП и т.д.) выпус­каемых в мире, а также проводить виртуальную оптимизацию работы системы «пласт — скважина — насосная установка». Программа имеет также конверторы, позволяющие использо­вать существующие на нефтяных промыслах базы данных по конструкции скважин и инюшнометрии, по пластовым дан­ным, по наличию оборудования на базах производственного обслуживания и на складах. Уточненные алгоритмы, удобный интерфейс и наличие нескольких «ноу-хау» привели к тому, что к концу 2001 г. программа «Автотехнолог» заняла доми­нирующее положение на нефтяных промыслах Российской Фе­дерации.

Большое разнообразие методик и программ подбора установок погружных насосов для добычи нефти, предлагаемых отечественными и зарубежными разработчиками, приводит к проблеме рационального выбора среди них наиболее приемлемых для потребителей.

Основными критериями выбора программы подбора УЭЦН являются быстродействие, универсальность и подстраеваемость программы; наличие, качество и объем базы данных; объем внедрения УЭЦН или фонд эксплуатационных скважин; наличие или отсутствие у потребителя современной мощной вычислительной техники; сложность задачи и требуемая точность получаемых результатов; стоимость программного продукта.

В зависимости от набора требуемых параметров программы подбора УЭЦН потребитель может выбрать для себя одну или несколько программ и подпрограмм, обеспечивающих его потребности в подборе оборудования и оптимизации работы нефтяных скважин.

Основные сведения о некоторых современных программах и алгоритмах подбора установок ЭЦН к нефтяным скважинам приведены в таблице 2.1.

Табл. 2.1

Программы для выбора узлов установки ЭЦН

Продолжение табл. 2.1