Энергетические характеристики электроприводов погружных нефтедобывающих насосов

Скважинная механизированная добыча нефти является самым энергоемким технологическим процессом у большинства нефтяных компаний. Несмотря на то, что мощность приводных электродвигателей скважинных насосов невелика, большое количество эксплуатируемых скважин, их рассредоточенность на значительных расстояниях и непрерывный режим эксплуатации обеспечивают превосходство данного сектора в общем энергопотреблении нефтедобывающих предприятий [1, 2].

К настоящему времени применяются различные типы скважинных насосов: штанговые глубинные, винтовые, инжекторные, вибрационные, но основным способом эксплуатации в РФ является применение электроцентробежных насосов (ЭЦН) с погружными электродвигателями (ПЭД). Данным способом эксплуатируется свыше 54 % фонда нефтяных скважин и добывается около 75 % всей нефти [3].

Широкое распространение ЭЦН для скважинной добычи нефти объясняется такими их преимуществами, как обеспечение высоких значений подачи и напора, что обеспечивает лифтинг продукции с больших глубин, прямое соединение валов двигателя и насоса без промежуточных механизмов и связей, таких как редуктор, кривошипно- шатунный механизм и колонна штанг, простота герметизации устья скважины, отсутствие громоздкого наземного оборудования, простота монтажа и возможность ввода в эксплуатацию в любое время года [4].

Однако в целом использование ЭЦН является более энергозатратным способом эксплуатации скважин, чем добыча нефти штанговыми глубинными насосами [5]. Это объясняется потерями в длинной кабельной линии (КЛ) между трансформатором и ПЭД, невысокими номинальными значениями КПД ПЭД и насоса из-за особенностей их геометрической конфигурации – большой длины при малом диаметре, наличием нескольких ступеней преобразования напряжения [6]. Поэтому проблемы оценки энергетической эффективности работы установок ЭЦН, учета потерь в элементах погружного и наземного оборудования и разработка мероприятий по снижению удельных затрат электроэнергии при скважинной добыче нефти являются актуальными и востребованными задачами [7, 8].

В статье авторы предлагают модель для расчетов параметров энергопотребления электроприводов ЭЦН, а также приводят результаты анализа практических замеров на скважинах действующего фонда.

Модель энергопотребления привода ЭЦН

Несмотря на то, что потребление мощности в любом из элементов установки ЭЦН можно рассчитать по известным аналитическим выражениям, анализ эффективности эксплуатации каждой конкретной скважины является достаточно сложной задачей. Это связано с тем, что на энергопотребление влияет множество технологических и эксплуатационных параметров, таких как плотность, вязкость и обводненность скважинной жидкости, содержание газа, градиенты температуры и давления по стволу скважины, характеристики установленного насосного оборудования и др.

Основные потери в установках погружных электроцентробежных насосов происходят в центробежном насосе, электродвигателе, кабельной линии, трансформаторе и станции управления.

Полезная мощность, затрачиваемая насосом на подъем скважинной жидкости, определяется потребным давлением и подачей [9]:

Р пМ = Р потр • Q c ,                              (1)

где Qc - секундная подача насоса, м3/с;

рпотр - потребное давление насоса, Па.

Потребное давление, которое должен развивать насос, находится по формуле

Р потр    ^р _ж ^д ^ дин ^{+ р}6уф ^рг₁ Р г₂^{+ Р}_жР^, ⁽²⁾

где рж - плотность смеси, кг/м3;

д - ускорение свободного падения, д = 9,81 м/с²;

Ндин - глубина расположения динамического уровня, м;

Р_бу ф - буферное давление, Па;

р_{Г 1} - давление работы газа на участке «забой -прием насоса», Па;

р г₂ - давление работы газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины», Па;

Л - потери напора на трение жидкости в колонне НКТ, м.

Потери мощности в погружном центробежном насосе определяются его КПД при данной подаче. Потребляемые протектором и предвклю-ченным устройством мощности приводятся в паспортной документации (в зависимости от мощности комплектного двигателя) [10].

Активная мощность, потребляемая погружным электродвигателем, складывается из мощностей, потребляемых насосом, протектором и пред-включенным устройством, а также включает в себя потери в двигателе:

^ ПЭД = Р цн + ^ пу + ^ пр + АР пэд =

= ^(Рцн ^{+ Р}пу ^{+ Р}пр^{)/ п} ПЭД,ф ,                  ⁽³⁾

где Рцн - мощность, потребляемая насосом, кВт;

Рпр - мощность, потребляемая протектором, кВт;

Рпу - мощность, потребляемая предвключен-ным устройством, кВт;

П_ПЭ дф - фактический КПД электродвигателя.

Фактический КПД электродвигателя ППЭд ф определяется по его рабочим характеристикам в зависимости от режима работы [11].

Потери в кабельной линии для установок ЭЦН весьма существенны, так как длина кабеля может составлять до 3…4 км:

АР кл = 1,732pL_Ka6(1 + а(Р_ка б - 20) • /²/F, (4) где ρ – удельное сопротивление материала кабеля, Ом^м (для меди p = 0,0195 • 10^-6 Ом^м);

α – температурный коэффициент расширения меди (для меди α = 0,0041);

£ка6 - длина кабеля, м;

Тка6 - средняя температура кабеля, °С;

I – рабочий ток, А;

F - площадь поперечного сечения жилы, м2.

Определение средней температуры кабеля является достаточно сложной задачей, так как температура скважины изменяется по глубине в соответствии с геотермическим градиентом, также происходит самонагрев кабеля протекающим током, нагрев жидкости теплотой, выделяемой работающим насосным агрегатом. Более подробно определение средней температуры кабеля рассматривается в [12].

Потери мощности в повыщающем трансформаторе определяются по следующим выражениям с учетом полной мощности [13, 14]:

АР тр = АР х + ЛР мд = АР х + ЛР к (5/5 но _М)², (5)

5= (Р пэд + АР кл )/ cos Ф,                 (6)

где АР_х - потери холостого хода, приведенные в паспортных данных, Вт;

АРк - потери короткого замыкания, приведенные в паспортных данных, Вт;

5ном - номинальная полная мощность трансформатора, ВА;

5 - мощность нагрузки трансформатора, ВА.

Потери мощности в станции управления (СУ) должны приводиться изготовителем в заводской документации. Могут быть заданы непосредственно потери мощности АР_су или КПД - п_Су. В последнем случае потери вычисляются по формуле

АР су = (Р пэд + АР кл + АР тр ) • (1 - П_СУ).   (7)

Если в составе СУ нет силовых полупроводниковых преобразователей, таких как преобразователь частоты или устройство плавного пуска, то основными потребителями являются контроллер, телекоммуникационный модем, индикаторы.

Если СУ оснащена преобразователем частоты, то дополнительно нужно учитывать КПД преобразователя. В этом случае потери в СУ будут определяться и значением КПД, и потерями в цепях управления P Ц_У :

АРсу = (Рпэд + АРкл + АРтр) х х (1 — Псу) + Рцу .                         (8)

В случае использования частотно-регулируемого привода ЭЦН установка может оснащаться сетевым и выходным фильтрами для снижения влияния высших гармоник на ПЭД и сеть [15]. В нормативной документации на фильтры показа- тели их энергетической эффективности не приводятся. Показателями их энергетической эффективности должны быть КПД или потери мощности. Однако во многих случаях потери в фильтрах уже включены в общие потери СУ с частотно-регулируемым электроприводом (ЧРП) [16, 17].

Следовательно, суммарная активная мощность, потребляемая установкой ЭЦН:

^Р1 = ^РПЭД + ^ДРКЛ + ^ДРТР ^{+ ДР}СУ ⁺

+ ДР сф + ДР вф,                         (9)

или

Р 1 = №эд + Д^ КЛ + ДР тр )/(П су П сф П вф ), (10) где Р ПЭД - активная мощность, потребляемая электродвигателем, кВт;

ДР КЛ — потери активной мощности в кабельной линии, кВт;

ДРТР - потери активной мощности в трансформаторе, кВт;

ДРСУ - потери активной мощности в СУ, кВт;

ДРСФ - потери активной мощности в сетевом фильтре, кВт;

ДРВФ - потери активной мощности в выходном фильтре, кВт;

ηСУ – фактический КПД СУ;

ηСФ – фактический КПД сетевого фильтра;

ηВФ – фактический КПД выходного фильтра.

Таким образом, потребляемая установкой ЭЦН мощность складывается из полезной составляющей, расходуемой непосредственно на подъем скважинной жидкости, потерь в станции управления и фильтрах, трансформаторе, колонне НКТ, кабельной линии, ПЭД, протекторе и насосе.

Выявление эмпирических зависимостей между технологическими параметрами скважин и энергетическими характеристиками

С целью выявления закономерностей между технологическими параметрами скважин, установленного нефтедобывающего оборудования и энер- гетическими показателями установок ЭЦН был проведен анализ нескольких десятков скважин. Анализировались зависимости потерь мощности, удельных затрат на подъем скважинной жидкости и других параметров от динамического уровня, глубины скважины, мощности ПЭД и др.

В результате получены эмпирические зависимости энергетических показателей установок ЭЦН от технологических параметров скважин и установленного нефтедобывающего оборудования.

В таблице представлены основные параметры анализируемых скважин, эксплуатируемых ЭЦН.

На рис. 1–4 представлены зависимости удельного энергопотребления от следующих параметров соответственно: динамического уровня (рис. 1), глубины скважины (рис. 2), потребляемой электродвигателем мощности (рис. 3), объемного дебита (рис. 4).

На рис. 5–6 представлены зависимости потерь мощности в кабельной линии: от потребляемой электродвигателем мощности (рис. 5), объемного дебита (рис. 6).

На рис. 7 приведена зависимость полных потерь мощности в трансформаторе от потребляемой электродвигателем мощности.

Из рис. 1 и 2 видно, что зависимости удельного потребления электроэнергии от динамического уровня и глубины скважины имеют практически линейный характер, как и следует из выражений (1) и (2).

Как показывают рис. 3 и 4, с увеличением мощности ПЭД и дебита удельные затраты электроэнергии снижаются. Это логично, так как именно эксплуатация малодебитного фонда скважин связана с высокими энергозатратами [18–20].

Потери в кабельной линии от потребляемой электродвигателем мощности (см. рис. 5) и дебита (см. рис. 6) возрастают, так как зависят от квадрата тока, что следует из выражения (4).

Основные параметры скважин, эксплуатируемых ЭЦН

Номер скважины	Глубина скважины, м	Динамический уровень, м	Объемный дебит, м3/сут	Потребляемая насосом мощность, кВт	Потери мощности в КЛ, кВт	Удельное энергопотребление, кВт·ч/м3
1	1672	1600	11,27	19,19	0,79	20,2
2	1587	1100	14,49	21,64	1,54	11,6
3	1620	1350	21,50	22,00	1,21	13,3
4	1721	1680	17,82	23,60	2,14	17,2
5	1700	1600	14,49	19,75	0,99	18,7
6	1477	1400	14,26	68,16	3,61	7,5
7	1700	1600	34,04	25,63	16,38	18,5
8	1758	1200	15,52	24,08	1,87	12,9
9	1744	1700	17,48	39,00	1,60	10,8
10	1542	1350	15,75	18,61	1,01	14,2
11	1690	1200	9,89	19,21	1,05	12,2
12	1600	1500	44,04	147,14	7,80	10,6

Рис. 1. Зависимость удельного энергопотребления от динамического уровня скважины

Рис. 2. Зависимость удельного энергопотребления от глубины скважины

Рис. 3. Зависимость удельного энергопотребления от потребляемой электродвигателем мощности

Рис. 4. Зависимость удельного энергопотребления от объемного дебита

Рис. 5. Зависимость потерь мощности в кабеле от потребляемой электродвигателем мощности

Рис. 6. Зависимость потерь мощности в кабеле от объемного дебита

Рис. 7. Зависимость полных потерь мощности в трансформаторе от потребляемой электродвигателем мощности

На рис. 7 приведена зависимость полных потерь мощности в трансформаторе от потребляемой электродвигателем мощности. Зависимость имеет квадратичный характер, что соответствует формуле (5).

Таким образом, анализ практических данных по энергопотреблению подтверждает адекватность модели энергопотребления привода ЭЦН, а также позволяет существенно повысить точность расчетов по данной модели.

Выводы

Представлена модель для определения удельных энергетических затрат погружных нефтедобывающих насосов, позволяющая выявить закономерности изменения энергопотребления и потерь мощности в различных элементах насосной установки.

Приведенная модель подтверждена и уточнена на основе полученных эмпирических зависимостей энергетических характеристик насосных установок от технологических параметров скважин.

Выявленные закономерности могут быть использованы в алгоритмах автоматического управления электроприводами скважинных насосов с целью оптимизации режимов их работы и повышения энергоэффективности.

Работа выполнена в рамках проекта 8.1277.2017/ПЧ «Исследования, разработка и внедрение перспективных электромеханических преобразователей для автономных объектов с гибридной силовой установкой».