Исследование эффективности перевода установок электроцентробежных насосов в периодический режим эксплуатации

На данный момент разрабатываемые нефтяные месторождения постепенно переходят на поздние стадии эксплуатации, характеризующиеся снижением дебита [1]. В связи с тем, что на подъём пластовой жидкости затрачивается значительное количество электроэнергии, а в составе механизированного фонда добывающих скважин преобладают УЭЦН, вопрос повышения их энергоэффективности является актуальным и представляет значительный практический интерес [2, 3].

Перевод УЭЦН в периодический режим работы всё чаще рассматривается как один из методов повышения энергоэффективности. Так, авторы работ [4, 5] отмечают повышение эффективности работы насосов при переводе их в периодический режим функционирования на основании опыта эксплуатации. В других исследованиях [6, 7] рассматривается определение оптимальных параметров периодического режима работы УЭЦН, а в [8] авторами рассмотрен вопрос определения рациональных значений динамического уровня в периодическом режиме. Эффективность перевода УЭЦН в периодический режим работы обусловлена тем, что наибольшие потери в установке приходятся на насос [9] и они могут быть минимизированы за счёт определения рациональных параметров режима её работы.

Таким образом, с учётом снижения дебита функционирующих скважин и наличия положительного опыта эксплуатации УЭЦН в периодическом режиме исследование и оценка эффективности перевода УЭЦН в периодический режим при различных параметрах функционирования установки является актуальной научно-практической задачей.

Расчёт удельного электропотребления установки электроцентробежного насоса

Расчёт электропотребления УЭЦН в периодическом режиме работы связан с выполнением ряда однотипных вычислений, в которых необходимо учитывать изменение как технологических параметров, так и параметров функционирования оборудования. Для выполнения данных расчётов авторами разработана следующая методика.

Удельное электропотребление на добычу скважинной жидкости с использованием УЭЦН рассчитывается по формуле [8]

w уд

²⁴ ( ^р пэд + ^{А Р} кл + A P T + ^{А р} су ) ^Q ЭЦН^{Δ T}

где P ПЭД – активная мощность, потребляемая погружным электродвигателем (ПЭД), кВт; Δ P КЛ – потери активной мощности в кабельной линии (КЛ), кВт; Δ P Т – потери активной мощности в трансформаторе, кВт; Δ P СУ – потери активной мощности в станции управления, кВт; Q ЭЦН – производительность насоса за сутки (дебит скважины), м³/сут; Δ T – рассматриваемый временной промежуток, сут.

Потребляемая насосом активная мощность, необходимая для поддержания заданных технологических параметров, зависит от ряда факторов:

Р ж g | p    10 6 + H дин | 2 эцн А T ( 1 + 0,4 ( V h - V b ) )

l Рж g J I q - 3 I ^р 1редвкл

86400ηЭЦНηПЭД                     ηПЭД , где ρж – плотность поднимаемой жидкости, кг/м3; g – ускорение свободного падения, принимаемое равным 9,81 м/с2; pбуф – буферное давление, МПа; Hдин – динамический уровень жидкости в скважине, м; νн, νв – вязкость добываемой жидкости и воды соответственно, мПа∙с; Pпредвкл – активная мощность, потребляемая предвключенными устройствами, кВт; ηЭЦН – КПД насоса при работе на воде, о.е.; ηПЭД – КПД ПЭД (определяется по нагрузочным характеристикам двигателя в зависимости от коэффициента загрузки), о.е.

Потери активной и реактивной мощности определяются по формулам:

Δ P _КЛ

^Р ПЭД

₄ ^U ном cos Ф ПЭД J

'кл¹⁰ 3 ;

A < A  = 3

^Р ПЭД

^ ^У ном cos ^фПЭД У

X кл 10 ^{- 3} ,

где U ном – номинальное напряжение двигателя, кВ; cos φ ПЭД – коэффициент мощности ПЭД (определяется по нагрузочным характеристикам двигателя в зависимости от коэффициента загрузки), о.е.; r КЛ – активное сопротивление КЛ, Ом; x КЛ – реактивное сопротивление КЛ, Ом.

Потери активной мощности в трансформаторе вычисляются на основании параметров рассчитанного режима и установленного оборудования:

Δ P _Т

( f A ^1,3        ( ^р пэд + ^{А р} кл ) + ( ^ пэд tg ( ^arccosфпэд ) + А б кл )

= ХХ 1 50 )  + КЗ                   ?

ном где ΔPXX – потери холостого хода трансформатора, кВт; f – частота питающего напряжения на выходе станции управления, Гц; ΔPКЗ – потери короткого замыкания трансформатора, кВт; ΔQКЛ – потери реактивной мощности в кабельной линии, квар, Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Потери активной мощности в станции управления определяются по формуле арсу =( рэд + Акл + APT )(1 - ncy),                                                        (6)

где η СУ – паспортное значение КПД станции управления, о.е.

Расчёт технологических параметров скважины, эксплуатируемой в периодическом режиме

Приток жидкости в скважину описывается характеристикой Вогеля с поправкой на воду.

Расчет забойного давления в модели производится согласно формуле

Р заб ( к ) = Р ж gH столб ( к ) 10 — ⁶ + Р затр ,                                                                                (7)

где p затр – затрубное давление, МПа; k – номер итерации.

Высота столба жидкости для первой итерации рассчитывается по формуле

_ ⁽ p пл ^- p затр ^{) 10}

H столб =                     ,                                                                                         ⁽⁸⁾

ρжg где pпл – пластовое давление, МПа.

Расчет динамического уровня производится по формуле и                                       +   ^ЦНk-1)А TQnpum( k-1)А T дин( k)      скв     столб( k)      скв     столб( k-1) + /                    -т                                                 (9)

(Sкольц.пр + SНКТ ) m  (Sкольц.пр + SНКТ ) m где Hскв – вертикальная глубина скважины, м; Hстолб(k) – высота столба жидкости на текущей итерации, м; Hстолб(k–1) – высота столба жидкости на предыдущей итерации, м; QЭЦН(k–1) – дебит на предыдущей итерации, м3/сут; Qприт(k–1) – приток на предыдущей итерации, м3/сут; Sкольц.пр – площадь кольцевого пространства между внешней стенкой насосной компрессорной трубы (НКТ) и внутренней стенкой эксплуатационной колонны, м2; SНКТ – площадь внутреннего сечения НКТ, м2; m – количество интервалов расчета, на которые могут быть поделены одни сутки при заданном шаге дискретизации (в рассматриваемом случае m = 1440, так как шаг дискретизации принят равным 1 минуте), ед.

Дебит скважины в текущем режиме определяется напорно-расходной характеристикой (НРХ) насоса и скважины с учётом величины потребного напора.

Расчёт дебита скважины в модели производится в соответствии с выражением

6 эЦН ( к ) =

Xi a i p потр ( к )

I i = 1

f 50

где a i – i -й весовой коэффициент полинома, ед.; p потр( k ) – потребное давление на текущей итерации, Мпа; z – степень используемого полинома, ед.

Расчёт потребного давления в модели производится согласно формуле pпотр(к)= Hдин(к)Ржg10  + pбуф .                                                                          (11)

Корректировка НРХ насоса при работе на вязкой жидкости выполняется по уже известной методике [10].

Удельное электропотребление за цикл определяется по формуле tраб

X ^Wуд(к )^А t ( к )

^ д.ц =      --------,                                                                                (12)

tраб где Wуд(k) – удельное электропотребление на k-й итерации, кВт·ч/м3; tраб – время работы скважины в цикле, мин; Δt(k) – шаг дискретизации расчета на k-й итерации (в выполненном исследовании интервалы расчетов были одинаковы и равны 1 минуте), мин.

Дебит скважины за цикл, приведенный к суткам, определяется следующим образом:

t раб

X 0 ЭЦН( к )^А t ( к )

Q n = —----------,                                                                     (13)

ц раб пр где tпр – время простоя скважины в цикле, мин.

Расчёт выполняется итерационным методом [7], где шаг итерации соответствует заданному шагу дискретизации по времени и состоит из следующих этапов:

• 1.    Задаются параметры пласта, скважины, оборудования, время работы t _раб и время простоя t _пр в цикле, количество циклов расчёта N . В первом цикле n = 1 расчёта для итерации к = 1 принимается, что динамический уровень H _дин ( _к ) жидкости в скважине равен статическому, приток Q _прит ( _к ) отсутствует. При n >  1 данные о динамическом уровне и притоке берутся с прошлой итерации. С учётом буферного давления вычисляется потребное давление, а затем подача насоса Q _Эц_Н( _к ) .

• 2.    При к <  t _раб значение динамического уровня рассчитывается на основании данных о динамическом уровне H _Ц ин( к -1) , притоке Q _П р _И т( к -1) и подаче насоса Q _Эц_Н( k _-1 ) с прошлой итерации с учётом площади сечения затрубного пространства и насосно-компрессорных труб.

• 3.    На основании данных рассчитанных технологических параметров на каждой итерации к по формулам (1)–(6), с учетом изменения технологических параметров (формулы (7)–(11)) рассчитывается удельное электропотребление УЭЦН (формула (12)) и дебит за цикл, приведённый к суткам (формула (13)).

• 4.    При к > t _раб алгоритм вычисляет удельное электропотребление за время откачки жидкости. Подача насоса задается равной 0, выполняется переход к определению параметров скважины в период накопления.

• 5.    Для любой итерации к <  t _пр значение динамического уровня рассчитывается на основании данных о динамическом уровне H _дин ( _{к -1} ) и притоке Q _прит ( _к -1) с прошлой итерации с учётом площади сечения затрубного пространства и насоснокомпрессорных труб.

• 6.    При к >  t _пр вычисляется дебит жидкости за цикл с приведением к суткам. Выполняется переход к следующему циклу расчётов n + 1.

Алгоритм расчета представлен на рисунке.

Использованные в расчёте технологические параметры, параметры скважины, жидкости и оборудования представлены в табл. 1.

В процессе расчёта электропотребления параметры технологического процесса постоянно изменяются, для автоматизации расчётов зависимости изменения коэффициента мощности и КПД ПЭД от коэффициента загрузки, КПД насоса от производительности насоса, притока скважинной жидкости от забойного давления представляются в виде полиномов.

Расчет технологических параметров:

^Q прит^, p заб^{, H} ;^олб^, H Дин^, P потр ^Q ЭЦН.

Расчет электропотребления:

П эцн , П пЭД , СОБФ пэд , P пэд , A P кл , A P т , А Р СУ^{, W}УД .

Параметры насоса : Q hom , "ПэдН," Параметры ПЭД : P ном , ^ ном , СО8ф_н о _м, П ПЭДном . Параметры КЛ : r о , x о , l кл . Параметры тр-р : А Р хх , А Р кз , S hom .

Параметры СУ : п су .

Параметры пласта : H _:кв, p пл , p з _а1р, р ж , коэф. продуктивности, p _нас, V_h, S кольц.пр , S НКТ .

Параметры режима : f, t раб , t пр , кол-во циклов ( N ).

Расчет параметров мат. модели;

Ввод счетчика количества циклов ( ⁿ = ⁰⁾ .

Да             Нет

—n >  N У——

_____f----- к = 0;

n = n +1;

Расчет W Уд за цикл

⁽ Л уд. ц ) по формулам: (1), (12).

I

Для расчета Wуд осуществляется вычисление технологических параметров по формулам: (10) и (11).

Расчет осуществляется по формулам: (7)-(9), (13).

Алгоритм расчета удельного электропотребления УЭЦН Calculation algorithm for ESP power consumption

Таблица 1

в периодическом режиме

Для исследования параметров функционирования УЭЦН в периодическом режиме подготовлен план эксперимента (на основании данных об объектах, функционирующих в Пермском крае):

• 1.    Режимы работы скважины с отношением времени работы (откачки жидкости) к времени простоя (накопления жидкости): 1/23; 4/20; 8/16; 12/12; 16/8; 20/4; 23/1 (в часах).

• 2.    Диапазон изменения дебита скважины в непрерывном режиме эксплуатации [0,2 Q _ном … Q _ном]

Результаты

В данном исследовании за базис взяты следующие значения параметров работы УЭЦН в непрерывном режиме для данных из табл. 1: W уд = 27,87 кВт∙ч/м³; Q ЭЦН = 30 м³/сут.

Для удобства анализа информации величины удельного электропотребления и дебита скважины в периодическом режиме представлены относительно соответствующих величин, определённых для непрерывного режима работы скважины при

Технологические параметры, параметры скважины, жидкости и оборудования

Table 1

Technological parameters, parameters of wells, fluids and equipment

Параметр	Значение
Номинальная подача насоса ( Q ном), м3/сут	30
Номинальная активная мощность ПЭД ( P ном), кВт	40
Номинальное напряжение ПЭД ( U ном), кВ	1000
Активная мощность предвключенных устройств ( P предвкл), кВт	2,2
Активное сопротивление КЛ ( r КЛ), Ом/км	2,64
Реактивное сопротивление КЛ ( x КЛ), Ом/км	0,2
Потери холостого хода трансформатора (Δ P XX), кВт	0,55
Потери короткого замыкания трансформатора (Δ P КЗ), кВт	2,6
Номинальная мощность трансформатора ( S ном), кВА	100
КПД станции управления (ηСУ), о.е.	0,97
Глубина скважины ( H скв), м	2100
Пластовое давление ( p пл), МПа	12
Затрубное давление ( p затр), МПа	1
Давление насыщения ( p нас), МПа	15
Буферное давление ( p бу ф ), МПа	1,2
Коэффициент продуктивности, м3/(сут∙МПа)	7,938
Обводнённость ( W ), о.е.	0,38
Плотность жидкости (ρж), кг/м3	952
Вязкость добываемой жидкости (νн), мПа∙с	10
Площадь кольцевого пространства ( S кольц.пр), м2	0,014289
Площадь сечения насосно-компрессорных труб ( S НКТ), м2	0,003018
Исследование параметров                     с шагом 0,1. Изменение дебита осуществляется функционирования УЭЦН                    за счёт изменения коэффициента продуктивности.

Таблица 2

Результаты расчётов удельного электропотребления УЭЦН

Table 2

Calculation results of specific power consumption of ESP

Отношение рассчитанного удельного электропотребления к удельному электропотреблению в непрерывном режиме при номинальной подаче, %
Работа/ простой, ч	Дебит скважины в непрерывном режиме относительно номинальной производительности насоса, %
	100	90	80	70	60	50	40	30	20
1/23	91,6	91,6	91,5	91,5	91,5	91,5	91,5	91,5	91,7
4/20	91,8	91,9	92,1	92,4	92,8	93,6	95,3	99,2	110,8
8/16	93,0	93,9	95,1	96,8	99,3	103,4	111,1	127,9	172,5
12/12	94,4	96,6	99,5	103,5	109,5	119,2	136,7	171,9	252,0
16/8	95,8	99,6	104,8	112,0	122,5	139,0	167,0	217,8	324,1
20/4	97,4	103,2	111,2	122,0	137,3	160,2	196,3	258,6	384,6
23/1	99,2	106,8	117,1	130,8	149,6	176,7	218,2	288,4	428,8
24/0	100	108,2	119,4	134,2	154,1	182,7	226,3	299,4	445,5

Таблица 3

номинальной производительности насоса. Результаты расчётов представлены в табл. 2 и 3.

Анализ результатов расчётов позволил выявить следующее:

• 1.    При переводе скважин, дебит которых в непрерывном режиме работы составляет не менее 80 % от номинальной подачи насоса, в периодический режим работы с уменьшением времени работы в цикле наблюдается медленное снижение удельного электропотребления (0,84 % на один час уменьшения времени работы в цикле), при этом наблюдается резкое снижение дебита (3,53 % на один час уменьшения времени работы в цикле).

• 2.    При переводе скважин, дебит которых в непрерывном режиме работы составляет 50–80 % от номинальной подачи насоса, в периодический режим работы с уменьшением времени работы в цикле наблюдается более значительное снижение удельного электропотребления (3,00 % на один час уменьшения времени работы в цикле), при этом наблюдается менее значительное снижение дебита (2,21 % на один час уменьшения времени работы в цикле).

• 3.    При переводе скважин, дебит которых в непрерывном режиме работы составляет 20–50 % от номинальной подачи насоса, в периодический режим работы с уменьшением времени работы в цикле наблюдается значительное снижение удель-

ного электропотребления (10,07 % на один час уменьшения времени работы в цикле), при этом наблюдается слабое снижение дебита (1,03 % на один час уменьшения времени работы в цикле).

Заключение

Впервые представлена методика, которая позволяет определять интегральные показатели энергоэффективности УЭЦН, функционирующей в периодическом режиме с учетом изменяющихся параметров технологического процесса и их влияния на параметры функционирования электрического оборудования.

По результатам расчетов получена следующая зависимость: чем меньше отношение дебита скважины в установившемся режиме к номинальной производительности насоса, тем медленнее снижается дебит за цикл при уменьшении времени работы в цикле, что, в свою очередь, сопровождается значительным снижением электропотребления. Таким образом, наибольшим потенциалом повышения энергоэффективности при переводе в периодический режим обладают скважины, в которых номинальная подача насоса значительно превосходит дебит скважины.

Результаты исследования могут использоваться в качестве практических рекомендаций в рамках решения задачи упрощенного планирования технологических режимов.

Результаты расчётов дебита УЭЦН за цикл в различных режимах

Table 3

Calculation results of ESP flow rate per cycle in various modes

Отношение дебита за цикл к дебиту в непрерывном режиме, %
Работа/ простой, ч	Дебит скважины в непрерывном режиме относительно номинальной производительности насоса, %
	100	90	80	70	60	50	40	30	20
1/23	5,4	5,4	5,4	5,4	5,4	5,3	5,3	5,2	5,0
4/20	20,5	20,3	20,1	19,8	19,5	19,0	18,2	17,0	14,6
8/16	38,9	38,0	36,9	35,7	34,2	32,2	29,4	25,0	18,4
12/12	56,1	53,7	51,1	48,3	44,9	40,7	35,0	27,8	19,3
16/8	72,2	67,8	63,1	58,1	52,4	45,6	37,8	29,0	19,7
20/4	87,1	80,0	72,8	65,3	57,2	48,5	39,2	29,7	19,9
23/1	97,0	87,8	78,5	69,1	59,5	49,7	39,9	29,9	20,0
24/0	100,0	90,0	80,0	70,0	60,0	50,0	40,0	30,0	20,0