Влияние частоты вращения вала на изменение КПД высокооборотных насосов при стендовых и промысловых испытаниях
    А.Е. Горлов
    РГУ нефти и газа (НИУ)
    им. И.М. Губкина
    Работа посвящена методам оценки энергетической эффективности эксплуатации низкодебитного фонда скважин, оснащенных УЭЦН. По итогам стендовых испытаний высокооборотных УЭЦН и сравнения результатов с промысловыми данными определены корректировочные коэффициенты по КПД и установлены функциональные зависимости энергетических характеристик от частоты вращения вала двигателя, полученные корреляции предложены для пересчета паспортных значений на стендовые.
    ВВЕДЕНИЕ
    В условиях текущей конъюнктуры нефтегазодобычи наибольшую актуальность представляет совершенствование операционной деятельности компании. При этом, с наблюдающимся на рынке повышением тарифов на электроэнергию, доля энергозатрат в общем объеме операционных расходов постоянно увеличивается, сохраняя тенденцию к росту. Уделяется значительное внимание вопросам оптимизации расходной статьи бюджета нефтедобывающих компаний. Таким образом, вопрос поддержания энергоэффективности добычи жидких углеводородов с каждым годом становится все более актуальным.
    В настоящее время общий расход электроэнергии на подъем жидкости по нефтяным компаниям России составляет от 55 до 62% от общего потребления, на работу системы по закачке воды расходуется от 22 до 30%, на подготовку, транспорт нефти и газа — 8–23 %. На остальные технологические процессы нефтедобычи приходится относительно небольшая доля расхода энергии [1]. Установками электроприводных центробежных насосов (далее — УЭЦН) оснащено более 60% всех нефтяных скважин в России, добывается более 75% всей нефти, поэтому вопросы энергоэффективности УЭЦН сегодня весьма актуальны.
    Общий расход электроэнергии
    по нефтяным компаниям России
    55 - 62%
    на подъем жидкости
    22 - 30%
    на работу системы по закачке воды
    8 - 23%
    на подготовку, транспорт нефти и газа
    Данная работа посвящена методам оценки энергетической эффективности эксплуатации низкодебитного фонда скважин (до 100 м³/сут), оснащенных УЭЦН. В качестве меры энергетической эффективности использовался КПД насосной установки, равный отношению полезной гидравлической мощности, развиваемой УЭЦН к затратам электрической мощности.
    Насосная установка представляет собой последовательно соединенные элементы: станция управления — трансформатор масляный повышающий (далее — ТМПН) — кабельная линия — погружной электродвигатель (далее — ПЭД) — предвключенные устройства (гидрозащита; газосепаратор, диспергатор и др.) — насос.
    ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТЕРЬ ПОЛЕЗНОЙ МОЩНОСТИ В СИСТЕМЕ УЭЦН
    Общий коэффициент полезного действия можно разделить на отдельные КПД, характеризующие различные узлы данной системы и являющиеся индикатором энергоэффективности УЭЦН в целом.
    Представлена классификация потерь энергии в узлах УЭЦН в виде «качественной картины», включающая гидравлические и электрические потери. К электрическим относятся потери в кабеле и удлинителе, СУ, ТМПН, погружном электродвигателе; к гидравлическим — потери на трение в НКТ, противодавление на устье скважины, потери в рабочих органах ЭЦН [2, 3].
    Эти узлы оборудования характеризуются относительно невысокими потерями, КПД которых составляет около 97%.
    Погружное электрическое оборудование включает следующие узлы установки, в которых происходят существенные потери электрической энергии: электроцентробежный насос (ηЭЦН), погружной электродвигатель (ηПЭД), кабельная линия (ηк), дополнительные предвключенные устройства (ηду), насосно-компрессорные трубы (ηтр). Коэффициенты полезного действия кабельной линии могут быть оценены по известным зависимостям [4]. С учетом вида нагрузочных характеристик ПЭД, частоты вращения и относительной подачи насосов значения КПД электродвигателей могут изменятся в широком диапазоне 82–98 %. Поверхностные узлы установки ЭЦН (ηно) включают в себя поверхностный кабель, шкаф подключения высоковольтный, повышающий трансформатор и станцию управления.
    Коэффициент полезного действия УЭЦН с включенными в одну цепь узлами зависит от величины характеристики каждого из элементов и может быть записан в виде:
    ηУЭЦН= ηЭЦН·ηПЭД·ηк·η(ду ) ·ηтр·ηфа·ηно
    Согласно промысловым данным в работах [5, 6] показатель эффективности УЭЦН различных производителей при эксплуатации скважин может иметь невысокие значения в пределах 23–57%. Таким образом, подбор энергоэффективной компоновки «ЭЦН+ПЭД» обеспечивает ресурсосберегающую эксплуатацию установки в целом.
    АЛГОРИТМ РАСЧЕТА КПД СИСТЕМЫ УЭЦН
    Алгоритм расчета КПД УЭЦН хорошо известен [7] и реализован во многих программных продуктах для подбора и анализа УЭЦН.
    В данной работе предпринята попытка адаптировать алгоритм в условиях ограниченности промысловых данных, на основе обобщения и анализа более 2500 режимов работы скважин, а также комплексирования полученных статистических данных с результатами стендовых испытаний насосных установок «ПЭД+ЭЦН».
    Коэффициент общей системы погружной установки можно представить, как отношение полезной гидравлической мощности, развиваемой УЭЦН Nгидр и потребляемой системой электрической мощности Nэл:
    (1).
    Потребляемая электрическая мощность по анализируемым скважинам определялась по показаниям счетчиков электроэнергии, установленным в станцию управления УЭЦН. Показания счетчиков электроэнергии накапливаются в базе данных в виде значений суточного потребления энергии установки.
    Полезная гидравлическая мощность УЭЦН оценивалась как:
    (2).
    где Qср — средний дебит газожидкостной смеси, проходящей через ЭЦН, приведенный к соответствующим термобарическим условиям, м³/сут; Pвык — давление на выкиде насоса, МПа; Pпр — давление на приеме насоса, МПа; α — переводной коэффициент из практических метрических единиц измерения в СИ.

    Давление на приеме насоса измерялись датчиками ТМС в исследуемых скважинах.
    Наибольшие сложности при расчете КПД вызывает необходимость точной оценки перепада давления, развиваемого насосом (Pвык – Pпр). Давление на выкиде оценивалось по гидравлической корреляции исходя из устьевых параметров. При этом учитывалось изменение PVT свойств флюида в НКТ в связи с интенсивностью процесса сепарации газа [8]. В работе также приняты допущения, что лифт скважины герметичен, параметры лифта соответствуют заданным в базе данных (нет отложений на стенках НКТ).
    Давление на выкиде насоса определялось по распределения давления в НКТ выше насоса на основе значений буферного давления Pбуф, конструкции скважины, параметров потока Qжид, обводненности скважинной продукции B, коэффициента сепарации газа на приеме насоса Kсеп, физико-химических свойств пластовых флюидов и их зависимости от термобарических условий [9]:
    (3).
    ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
    Основной целью данной работы являлось изучение и сопоставление результатов оценки КПД УЭЦН различных производителей в условиях лабораторных испытаний и на основе большого объема промысловых данных по скважинам с работающими датчиками телеметрии.
    Для более точного анализа КПД насосной системы и возможности сравнения промысловых данных с лабораторными выбраны скважины с высокой обводненностью (B>95%), работающие в диапазоне изменения забойных давлений 3,8–5,5 МПа при среднем газовом факторе 33 м³/м³ и давлении насыщения 7 МПа, т.е. в условиях поступления расходного газосодержания на приеме погружного насоса, не превышающего 2% [8].

    В исследовании рассматривались производители насосов, широко представленные на территории Ханты-Мансийского автономного округа, имеющие номинальные частоты вращения вала двигателя 3000 и 10000 об/мин.
    По данным 2500 технологических режимов (фактического дебита, среднего динамического напора и электропотребления) произведен расчет КПД насосов для различных областей производительности насосных установок в широком диапазоне времени.
    Номинальная частота вращения 10 000 об/мин достигается при частоте
    500 Гц.
    Среднее значение КПД системы для высокооборотных УЭЦН на 12–17% в абсолютных и на 40–68% в относительных значениях выше, чем КПД производителей насосов с номинальной частотой 3000 об/мин. Высокооборотные электроцентробежные насосы способны работать на частоте вращения от 1000 до 12000 об/мин с вентильным двигателем с тремя парами полюсов.
    Характеристика работы асинхронных погружных и вентильных электродвигателей [11]
    Рабочие органы изготовлены из материалов повышенной износостойкости. Общая длина УЭЦН значительно меньше (на 50-70%) по сравнению с УЭЦН других производителей, что позволяет собирать и тестировать установку в полном объеме в заводских условиях. В результате этого система требует минимального времени монтажа и трудозатрат, а компактная конструкция позволяет погружать установку в интервалы с высоким темпом набора кривизны [10].

    Согласно ГОСТ 56624-2015 [12] для установления показателей энергоэффективности погружных насосов при добыче нефти произведено распределение на классы энергоэффективности оборудование трех производителей. Насосы с диапазоном подач менее 100 м³/сут производителя №1 соответствуют классу энергоэффективности Е1 и Е2, насосы производителя №2 — E2 и Е3, насосы производителя №3 — E3.
    СТЕНДОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ
    Итак, ПНГ со 2-й и последующих ступеней сепарации нефти является низконапорным. Его собственное давление не превышает 0,4–0,5 МПа (изб.) и не позволяет транспортировать ПНГ между объектами нефтегазодобывающего комплекса или подавать его в трубопровод до головной компрессорной станции, направляющей газ стороннему потребителю.
    Для оценки и сравнения работы насосных установок в лабораторных и промысловых условиях проведены испытания одной секции (56 ступеней) высокооборотного насоса производителя №3 на воде при совместном инженерном сопровождении специалистов РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина. Установка для исследований приведена на рисунке.
    Стандартная схема высокооборотного насоса, общая длина установки 9,7 м
    В ходе испытаний получены напорно-энергетические характеристики насоса на частотах от 2000 до 10000 об/мин.
    КПД насосной установки в диапазоне частот 2000–10000 об/мин
    Из рисунка 6 видно, что при изменении частоты вращения с 2000 об/мин до 5000 об/мин (Зона I) КПД насосной установки существенно возрастает, после 5000 об/мин наблюдается плавный рост КПД (Зона II). Полученный результат также относится и КПД-характеристике насоса. Отклонение КПД системы при 10000 об/мин по лабораторным данным отличается от промысловых на 11% в абсолютных и 21% в относительных значениях (43% и 54% соответственно). Значительное отклонение связано с тем, что в лабораторных условиях не учитываются потери на трении в НКТ, потери в наземном электрооборудования, потер в устьевой арматуре и потери в кабельной линии.
    В результате проведенных стендовых исследований высокооборотных насосных установок были сделаны следующие выводы:
    Установлено, что при более высоких скоростях вращения повышается эффективность ступени центробежного насоса. Причем эксплуатировать высокооборотных насосные установки с номинальной частотой 10000 об/мин с целью обеспечения энергоэффективности процесса добычи следует на частотах вращения вала двигателя от 5000 об/мин и более.
    (4).
    где ηн — КПД при рабочей частоте вращения; ηи — КПД при испытаниях.
    Аналогичные корректировки проводятся при изменении температуры:
    (5).
    где ηн — кинематическая вязкость воды при температуре испытаний; ηи — кинематическая вязкость воды при рабочей температуре.
    При обобщении результатов стендовых испытаний для высокооборотных насосов корреляция (4) не обеспечивает сходимость результатов и требует адаптации. Для условий проведения экспериментов в рамках данной инженерно-научной работы уточнялся коэффициент α при показателе (nи/nн)α. Корреляционная зависимость в общем виде для насосной установки производителя №3, характеризующая влияние частоты на КПД, может быть записана как:
    (6).
    Эмпирический коэффициент может быть пересчитан индивидуально для каждой ступени в зависимости от производителя на основе статистических данных, полученных по результатам испытаний с применением регрессионного анализа.
    В зарубежной литературе для корректировки КПД используется корреляция Аккерета. КПД насоса рассчитывается для одной частоты вращения, либо напрямую через энергетическую характеристику насоса. Для насосов с регулируемой частотой вращения КПД будет уменьшатся с изменением частоты вращения из-за изменения числа Рейнольдса. Корреляция Аккерета учитывает это изменение [14]:
    (7).
    С помощью зависимости (7) с высокой степенью достоверности можно оценивать ηн.
    На рис. 7 приведены зависимости КПД от частоты вращения для стандартного и высокооборотного насосов производителей №1 и №3 по корреляциям, представленным в ГОСТ 6134-2007 и корреляции Аккерета. Значения коэффициента полезного действия для насосной установки по стендовым испытаниям и расчетным данным показывает идентичную динамику с постоянным отклонением в 10–11% в абсолютных значениях.
    Расчетные (паспортные) и стендовая КПД-характеристики насосов производителей № ГОСТ для производителя №1 и №3
    Известно, что стендовая характеристика ЭЦН существенно отличается от паспортной. Стендовая характеристика, получаемая при работе серийного насоса на воде, учитывает отклонения в геометрии проточных каналов, качество изготовления рабочих колес и направляющих аппаратов [15].

    В ходе анализа расчетной (паспортной) и стендовой характеристик высокооборотных насосов в диапазоне частот 5000-10000 об/мин, показывающих наибольшую энергоэффективность, автором работы предложен подход к оценке КПД-характеристик различных производителей.
    В качестве примера в таблице приведены обобщенные корреляции для стендовых значений коэффициентов полезного действия насосов производителя №3.
    А.Е. Горлов, аспирант, РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина
    alexander.gorlov@yahoo.com
    Технологические данные с месторождения, литературные данные, анализ
    коэффициент полезного действия, электроцентробежный насос, высокооборотные насосные установки, энергоэффективность, стендовые испытания
    А.Е. Горлов. Влияние частоты вращения вала на изменение КПД высокооборотных насосов при стендовых и промысловых испытаниях // Экспозиция Нефть Газ. 2020. №2. С. 43-46. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10077.
    28.02.2020
    УДК 621.65/621.69
    DOI:10.24411/2076-6785-2020-10077
    Рекомендуемые статьи
    Добыча
    Исследование облагораживания сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения с применением растворителей при паротепловом воздействии
    В статье представлены результаты исследования влияния различных растворителей на облагораживание сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения при паротепловом воздействии.
    Добыча
    Лабораторное моделирование использования дисперсных составов для регулирования фильтрационных потоков и увеличения нефтеотдачи
    В работе представлены результаты лабораторных экспериментов по исследованию фильтрационных свойств низкопроницаемых моделей пласта после их обработки дисперсными составами на основе бентонитового глинопорошка, используемыми в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов.
    © Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
    +7 (8552) 92-38-33
    office@runeft.ru