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:
Первый
Законы подобия по напорной характеристике соблюдаются, однако по потребляемой мощности — нет.
Второй
Отмечена функциональная зависимость КПД насосной установки от частоты вращения вала электродвигателя.
Третий
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.
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.
подробнее
ИТОГИ
При наличии замеров потребления электроэнергии насосными установками и данных по режимам работы скважин можно оценить значения КПД УЭЦН. Приведенный алгоритм оценки КПД является удобным инструментом мониторинга энергетической эффективности эксплуатации добывающего фонда скважин.
ВЫВОДЫ
Проведенные экспериментальные исследования показывают, что с высокой долей достоверности является возможным произвести пересчет паспортной КПД-характеристики УЭЦН на стендовые условия, а при наличии существенной для практики выборке промысловых данных – на условиях эксплуатации даже при отсутствии данных по КПД отдельных узлов. Предложенный в работе подход масштабируем и может быть распространен как методологическая основа на скважины с более сложными условиями эксплуатации скважин и для более сложных конструкций насосных установок. Оценка значений КПД может быть применена для оценки энергетической эффективности эксплуатации оборудования различных производителей, при использовании корреляций (6) и (7).
ЛИТЕРАТУРА
1. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В., Донской Ю.А., Булат А.В., Зуев А.С., Якимов С.Б. Вопросы энергоэффективности установок электроприводных центробежных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. №4. С. 25–30.
2. Лекомцев А.В., Турбаков М.С., Мордвинов В.А. К вопросу оптимизации технологических режимов работы низкодебитных добывающих скважин Уньвинского нефтяного месторождения // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология, геоинформационные системы, горно-нефтяное дело. 2010. Т.9. №5. С. 53–56.
3. Лекомцев А.В., Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Пономарева И.Н. Коэффициент полезного действия электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин // Нефтяное хозяйство. 2012. №10. С. 132–133.
4. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. М.: Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И. М. Губкина, 2002. 824 с.
5. Лекомцев А.В., Мордвинов В.А., Турбаков М.С. Характеристики электроцентробежных насосов ЭЦН5-80 при работе в обводненной скважине // Нефтяное хозяйство. 2011. №4. С. 114–116.
6. Лекомцев А.В., Мордвинов В.А., Турбаков М.С. Характеристики электроцентробежных насосов ЭЦН5-80 при работе в обводненной скважине // Нефтяное хозяйство. 2011. №4. С. 114–116.
7. Золотарев И.В., Пещеренко С.Н., Пошвин Е.В. Прогнозирование энергоэффективности УЭЦН // Бурение и нефть. 2013. №9. С. 62–65.
8. Лекомцев А.В. Повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин электроцентробежными насосами при откачке низкопенистой газированной нефти: на примере месторождений Верхнего Прикамья. Пермь, 2013. 120 с.
9. Khabibullin R., Sarapulov N. ESP energy efficiency analysis on Western Siberia fields // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 2018. DOI: 10.2118/191538-18RPTC-MS. (In Eng.).
10. Khabibullin R., Sarapulov N. ESP energy efficiency analysis on Western Siberia fields // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 2018. DOI: 10.2118/191538-18RPTC-MS. (In Eng.).
11. ГОСТ 56624-2015. Энергетическая эффективность. Погружные лопастные насосы и электродвигатели для добычи нефти. Классы энергоэффективности.
12. ГОСТ 6134-2007. (ИСО 9906:2007) Насосы динамические. Методы испытаний (с поправкой). Приложение Н.
13. Neumann B. Rotodynamic pump efficiency variations due to changes of operating speed or temperature // Dipl-Ing, DIC, Ceng, MIMech, 1992, vol. 206, issue 1, pp. 27–39. DOI: 10.1243/PIME_PROC_1992_206_005_02. (In Eng.).
14. Мордвинов В.А., Турбаков М.С., Лекомцев А.В. Характеристики погружных электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин // Нефтяное хозяйство. 2010. №8. С. 112–115.
15. Вербицкий В.С., Сатаева А.Ф. Деньгаев А.В. Повышение энергоэффективности работы УЭЦН в условиях откачки газожидкостных смесей // Нефть, газ и бизнес. 2015. №11. С. 52–55.
16. Drozdov A.N. Verbitsky V.S., Den'gaev A.V., Lambin D.N. Stand research and analysis of average-integral characteristics of submersible centrifugal pumps operating at gas-liquid mixtures. SPE Production and Operations Symposium, Oklahoma City, USA, 2011. DOI: 10.2118/141291-MS. 1. (In Eng.).
А.Е. Горлов, аспирант, РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина
alexander.gorlov@yahoo.com
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
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
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33
Made on
Tilda