Концепция установки скважинного электроприводного лопастного насоса для добычи нефти

автор: канд. техн. наук Лентов И.В.

В статье дан обзор основных проблем текущей эксплуатации УЭЦН в РФ. На основе обзора синтезирована и проанализирована принципиально новая концепция УЭЦН, дана оценка её надёжности, диапазона подач, к.п.д., теплостойкости, максимального напора и стоимости производства и эксплуатации.

Анализ условий работы погружных электронасосных установок

Резкое падение цен на нефть заставляет нефтедобывающие компании снижать издержки на её добычу. Анализ затрат указывает на три основных направления: ремонт и техническое обслуживание, электроэнергия и оплата труда [1]. Вместе они составляют около 70 % затрат [1].

В свою очередь нефтедобывающие компании призывают всех производителей «активно включиться в процесс по созданию инновационных систем, способных работать в осложненном фонде, в новых скважинах и скважинах с боковыми стволами, а также низкодебитном фонде» [2]. Пока немногие разработчики нефтедобывающего оборудования откликнулись на этот призыв. Так, компания Shell предлагает комбинирование различных способов добычи [3]. В России, где около двух третей нефти добывается с помощью УЭЦН [4], большинство разработчиков ограничивается установкой различного рода устройств на входе в насос или перед погружным электродвигателем [5], изменением геометрии и числа оборотов ступеней [6] и внедрением периодического режима работы скважин [7]. Учитывая, что «само время и избранный путь оптимизации добычи диктуют необходимость создания прорывных революционных технологий, которые позволят организовать стабильную эксплуатацию сложных скважин» [2], вышеперечисленных мероприятий явно недостаточно для решения таких задач как:

  • применение УЭЦН в горизонтальных скважинах;
  • существенное повышение газового фактора без применения газосепаратора;
  • предотвращение солеотложения в каналах рабочих органов;
  • увеличение предельно допустимой величины содержания механических примесей;
  • исключение случаев повреждения кабельной линии;
  • исключение случаев отказа НКТ;
  • повышение вязкости перекачиваемой среды;
  • повышение теплостойкости погружного электродвигателя;
  • исследование скважины под действующей УЭЦН.

Необходимо перейти от модернизации существующих конструкций погружного оборудования к поиску новых, как это сделано в [8,9].

Поиск новых решений целесообразно начать с анализа достигнутого технологического уровня, представленного на рис. 1. Как видно из рис. 1, современная УЭЦН имеет модульную архитектуру и содержит станцию управления, кабельную линию, проложенную вдоль колонны НКТ, одну или несколько насосных секций, разного рода входные устройства, предназначенные для уменьшения газового фактора и фильтрования взвешенных частиц, гидрозащиту, погружной электродвигатель и систему телеметрии. Дополнительно может размещаться контейнер с ингибитором солеотложений или коррозии, а также кожух погружного электродвигателя. Последний рекомендуют для установки в скважинах с высоким газовым фактором и с низким динамическим уровнем.

Многообразие технических решений по адаптации УЭЦН к работе в осложнённом фонде, показанное ниже, порождает проблему их интегрирования в единую высокоэффективную насосную установку. Зачастую модули успешно модернизируются, но последующая их интеграция в единую насосную установку делает её эксплуатацию коммерчески непривлекательной и/или недостаточно надёжной [10]. Причинами тому служат, по мнению автора, различная степень управляемости модулей при работе, а также их зависимость от свойств пластовой жидкости и условий размещения в призабойной зоне. Ввиду разнообразия комбинаций вышеперечисленных факторов такая зависимость чрезмерно усложняет подбор УЭЦН и сужает границы допустимого режима её эксплуатации. Необходимо пересмотреть облик модуля УЭЦН в сторону повышения его управляемости и универсальности с точки зрения свойств перекачиваемого флюида. Взгляд за пределы УЭЦН позволяет и там найти резервы повышения эффективности, в частности, в расширении функциональности НКТ и наземного оборудования скважины.

Общий вид УЭЦН

Рисунок 1 – Общий вид УЭЦН (с официального сайта компании «Новомет»)

Применение УЭЦН в горизонтальных стволах ограничено большой длиной УЭЦН, блокирующей прохождение как криволинейного перехода к горизонтальному стволу, так и самих горизонтальных стволов, выполненных зачастую с большим темпом набора кривизны. Учитывая растущую актуальность задачи, в настоящее время применяют УЭЦН меньшего габарита, оснащённые гибкими муфтами, в том числе с трансмиссией [11]:

Общий вид УЭЦН для горизонтальных скважин

Рисунок 2 – Общий вид УЭЦН для горизонтальных скважин [11]

Ещё одним ограничением служит необходимость установки центраторов по всей длине горизонтального участка колонны НКТ для защиты кабельной линии от механических повреждений. Совместная реализация вышеизложенных мероприятий существенно уменьшает наружный диаметр насосной установки. Комплексным решением задачи могло бы стать размещение кабельной линии внутри колонны НКТ, полых валов насосных секций и гидрозащиты с одновременной установкой гибких муфт между соседними модулями и насосными секциями.

Повышение газового фактора без применения газосепаратора отражает требование нефтедобывающих компаний [2]. Оно основано на неблагоприятном влиянии газосепаратора на к.п.д., вибронагружение и надёжность УЭЦН. Эффективным решением является применение осевых (шнековых) рабочих колёс на рис. 3, повышающих порог по объёмному содержанию нерастворённого газа с 25 % до 75 % [12] и являющихся основой для мультифазных насосов в 2А, 3, 5, 5А, 7А габаритах.

Исследования мультифазных насосов показали, что их эффективность существенно зависит от количества осевых ступеней: чем оно больше, тем выше порог устойчивой работы насоса [12]. Например, работа мультифазного насоса в сборке из 28 ступеней устойчива, начиная уже с 55 % нерастворённого газа, а в сборке из 9 ступеней – с 30 % [12].

Общий вид рабочего колеса и спрямляющего аппарата

Рисунок 3 – Общий вид рабочего колеса а) и спрямляющего аппарата б) осевой мультифазной ступени [12]

Проблема резкого увеличения числа отказов по причине солеотложения в последние годы получила особую актуальность ввиду прогрессирующего роста обводнённости пластовой жидкости на большинстве активно разрабатываемых нефтяных месторождений России [13]:

Солеотложения в проточной части НКТ и рабочего колеса

Рисунок 4 – Солеотложения в проточной части НКТ а) и рабочего колеса б)

Для решения этой проблемы в настоящее время применяют ёмкости с ингибиторами солеотложений [13], устанавливаемые при спуске УЭЦН в скважину. Очевидным недостатком такого метода является полное отсутствие контроля за расходом ингибитора. Комплексное решение - увеличение каналов рабочих колёс и организация подачи жидкого раствора ингибитора с поверхности на вход насоса по центральному каналу, образованному полыми валами насосных секций и кабельной линией.

Стабильная работа при высокой концентрации взвешенных частиц, приводящих к уменьшению живого сечения насосно-компрессорных труб, как показано на рис. 5 а, снижению подачи и даже заклиниванию УЭЦН, как показано на рис. 5 б, также является требованием нефтедобывающих компаний [2]:

Засорение мехпримесями проточной части НКТ и УЭЦН

Рисунок 5 – Засорение мехпримесями проточной части: а) НКТ и б) УЭЦН

Актуальность задачи растёт в связи с широким применением гидроразрывов пласта, чему сопутствует повышение концентрации взвешенных частиц. Решение этой задачи ищут в применении фильтров, десендеров и рабочих колёс открытого типа [14]. Несмотря на вышеперечисленные технические решения УЭЦН не могут приблизиться к показателям УСШН (до 10 % [15]) и тем более винтовых насосов (до 50 % [15]). Кардинально улучшить ситуацию может существенное увеличение характерного размера каналов рабочих органов и повышение надёжности трибосопряжений.

Повреждение кабельной линии является одной из основных причин отказов скважин, оборудованных УЭЦН [16,17]. Повреждения кабельной линии бывают механическими, как показано на рис. 6 а, и коррозионными, как показано на рис. 6 б.

Повреждения кабельной линии

Рисунок 6 – Повреждения кабельной линии: а) механические и б) коррозионные [18,19]

Актуальность решения проблемы повреждаемости кабельной линии возрастает в связи с увеличением количества горизонтальных скважин и боковых стволов, оборудованных УЭЦН. Решением проблемы могло бы стать размещение кабельной линии внутри колонны НКТ, полых валов насосных секций и гидрозащиты. Таким образом удалось бы защитить кабельную линию от механических повреждений при СПО.

Отказ НКТ это не менее частое явление, чем повреждение кабельной линии [16]. В РФ две из трёх вновь выпускаемых НКТ идут на замену преждевременно вышедших из строя. Основной причиной отказа НКТ является коррозия, как показано на рис. 7, которую усугубляют высокая температура и скорость перекачиваемой жидкости, наличие твёрдых взвешенных частиц и эксплуатационные нагрузки:

Коррозионные повреждения НКТ

Рисунок 7 – Вид внутренней поверхности с язвенными коррозионными повреждениями НКТ скважины № 16227 Самотлорского месторождения [20]

Коррозионная аварийность НКТ не ограничивается только коррозией по телу трубы. Согласно данным Американского нефтяного института около 55 % аварий НКТ вызвано отказами резьбовой части, что приводит промывам, сопровождающимся падением дебита, и даже к «полётам» УЭЦН [21].

Комплексным решением проблемы негерметичности или слома НКТ могло бы стать применение гибких композитных НКТ, совмещённых с кабельной линией, что позволит уменьшить объём СПО. Дополнительным основанием для применения гибких композитных НКТ служит график повышения к.п.д. добычи до 13 % за счёт уменьшения шероховатости внутренней поверхности колонны НКТ, показанный на рис. 8:

характеристики колонны НКТ

Рисунок 8 – Численная оценка влияния 10-кратного уменьшения шероховатости на напорно-расходную характеристику (НРХ) колонны НКТ [21]

Высоковязкие нефти в России по данным исследований составляют около 47,5 % [22]. Как видно из диаграммы на рис. 9, по запасам высоковязких нефтей РФ занимает первое место среди стран Африки и Евразии.

Распределение высоковязких нефтей

Рисунок 9 – Распределение высоковязких нефтей по странам Африки и Евразии [23]

Влияние вязкости на к.п.д. ступеней УЭЦН, изготовленных из различных материалов, показано на рис. 10:

Изменение к.п.д. ступеней УЭЦН от вязкости

Рисунок 10 – Изменение к.п.д. ступеней УЭЦН от вязкости [22]

Из рисунка 10 видно, что снижение шероховатости рабочих поверхностей центробежных ступеней увеличивает их к.п.д. до 5 %.

Наилучшим образом для добычи вязкой нефти из динамических наcосов приспособлены гидропогружные насосные установки [15]. Их преимуществом является смешивание менее вязкого рабочего тела с более вязкой пластовой жидкостью. Заимствование принципа смешивания разбавителя с пластовой жидкостью позволит улучшить приспособленность погружных насосных установок к добыче вязкой нефти.

Погружные электродвигатели наряду с гидрозащитой являются наиболее слабым звеном в УЭЦН [24]. Во многом отказы погружных электродвигателей связаны с их перегревом при срыве подачи, сопровождающимся в некоторых случаях порывами диафрагмы, изображёнными на рис. 11:

Характерные картины разрыва диафрагм гидрозащиты ПЭД

Рисунок 11 – Характерные картины разрыва диафрагм гидрозащиты ПЭД [25]

Улучшить теплостойкость погружного электродвигателя могло бы охлаждение с помощью хладагента, подаваемого с поверхности так, как это выполнено для гидропогружных насосов.

Исследование действующей скважины под УЭЦН является перспективным решением потребности нефтедобывающих компаний в получении точной информации о режимах работы скважин [26]. Сущность такого исследования состоит в установке геофизического прибора под УЭЦН, как показано на рис. 12. При этом колонна НКТ позиционируется в исследуемой скважине с помощью децентраторов [26], ограничивая типоразмер устанавливаемой УЭЦН:

Схема монтажа оборудования

Рисунок 12 – Схема монтажа оборудования для исследования скважины с предварительным спуском прибора под УЭЦН [26]

Решением этой проблемы могло бы также стать размещение каротажного кабеля, соединяющего геофизический прибор с устьевой аппаратурой, внутри колонны НКТ, полых валов насосных секций, гидрозащиты и погружного электродвигателя.

Насосная установка с мотор-ступенями

Формальный синтез описанных выше технических решений приводит к погружной насосной установке, опускаемой с помощью гибких НКТ, дополнительно выполняющих функцию подачи электропитания к погружному двигателю, или грузонесущего кабеля. В последнем случае предусмотрен пакер. Ступени насосной установки осевые. Насосные секции, гидрозащита и погружной электродвигатель попарно соединены гибкими муфтами с трансмиссией. Полые валы всех модулей и гибкие НКТ образуют сквозной центральный канал, обеспечивая сообщение нижней точки насосной установки с устьевой аппаратурой, предназначенной для подвода электропитания, ингибиторов солеотложения, хладагента или приборов для исследования скважины. Кабельная линия синтезированной насосной установки встроена в гибкие НКТ. Общий вид формально синтезированной установки показан на рис. 13 а. Обрести ей реальность поможет комплексный подход к решению проблем, связанных с добычей нефти с помощью УЭЦН. Он предусматривает единый взгляд на систему «НКТ - кабель - каротажный кабель - УЭЦН» с перераспределением функций не только между элементами системы, но и внутри самих элементов.

Наибольший эффект от такого перераспределения дадут многофункциональные НКТ, предназначенные не только для транспортирования рабочего тела, но и для выполнения всех функций, возложенных на электрический кабель и каротажный кабель. На рис. 14 показано поперечное сечение гибких многофункциональных НКТ. Как видно из рис. 14, больший диаметр НКТ позволяет применить резервирование жил электропитания УЭМОН и каналов для подвода УЗИ–приборов, ингибитора, хладагента, а также отвода нерастворённых газов. Резервирование жил электропитания обеспечивает не только повышение надёжности кабельной линии, но и повышение к.п.д. установки на 1 – 7 % [10]. Замена металлических НКТ на гибкие стропы, как на рис. 14, позволяет существенно уменьшить объём катушки колтюбинговой установки. Применение композитных материалов, не подверженных коррозии, многократно продлит срок службы НКТ. Особо следует отметить приспособленность многофункциональных НКТ к УЗ-очистке путём размещения в каналах УЗ-излучателей. Всё вышеперечисленное обеспечивает существенные преимущества многофункциональных НКТ перед существующими.

Известное техническое решение – мотор-колесо – наилучшим образом демонстрирует эффективность перераспределения функций уже внутри одного элемента рассматриваемой системы, УЭЦН. Общий вид предлагаемой электрической насосной установки с осевыми рабочими мотор-колёсами (УЭМОН) показан на рис. 13 б [27]. Обращённость мотор-колеса исключает необходимость вала, проходящего сквозь всю насосную установку. Кроме того, наличие вместо одного общего погружного электродвигателя множества мотор-колёс делает возможным противоположное вращение смежных рабочих колёс. Как следствие, операция спрямления потока перед каждым рабочим колесом, начиная со второго, может быть исключена (при согласовании углов входа и выхода рабочего тела). Эффект от исключения операции спрямления рабочего тела выражается в повышении к.п.д., уменьшении стоимости производства, опасности солеотложений, длины и массы насосной секции.

Формально синтезированная УЭЦН; УЭМОН; мотор-ступени

Рисунок 13 – а) Формально синтезированная УЭЦН; б) УЭМОН; в) мотор-ступени

Поперечное сечение гибких НКТ для УЭМОН

Рисунок 14 – Поперечное сечение гибких НКТ для УЭМОН

Главным отличием УЭМОН от существующих УЭЦН является совмещение в едином модуле сразу трёх устройств: погружного электродвигателя, гидрозащиты и насоса. Таким образом, даже один модуль полностью функционален и не требует сборки непосредственно перед спуском в скважину. В соответствии с рис. 15, конструкция УЭМОН состоит из трёх основных элементов: ось-статора 1, корпуса 2 и смежных рабочих мотор-колес 3 и 4, вращающихся в противоположные стороны. Роторы каждого рабочего мотор-колеса выполнен в ступице. Осевые реакции рабочих мотор-колёс воспринимаются упорными подшипниками скольжения 5. При необходимости увеличения напора предусмотрено последовательное соединение двух и более модулей посредством гибких кабель-муфт 6.

Конструкция насосной установки

Рисунок 15 – Конструкция насосной установки с осевыми рабочими мотор-колёсами: 1 – ось-статор; 2 – корпус; 3, 4 – рабочие колеса; 5 – упорно-радиальный подшипник; 6 - гибкая кабель-муфта

При работе ось-статор 2 обеспечивает чередование направлений вращения рабочих мотор-колёс, исключая необходимость в направляющих аппаратах. Вращаясь, рабочие мотор-колёса обеспечивают требуемый напор.

Концепция УЭМОН предоставляет широкие возможности для технологического совершенствования. В частности, в УЭМОН целесообразно применение пластмассовых рабочих колёс [22] и композитного корпуса. Помимо уменьшения массы и уровня вибронагружения пластмассовые рабочие колёса имеют меньшую стоимость [22].

Характер нагружения и условия работы делают целесообразным применение композитного корпуса УЭМОН. Технология изготовления и материалы, полностью пригодные к применению, уже широко применяются авиастроительной отраслью.

Центральный кабель-канал обеспечивает свободное размещение и, при необходимости, замену приборов для исследования скважины непосредственно в зону входа рабочего тела в насос. Не менее важна приспособленность УЭМОН к анализу своего технического состояния непосредственно в забое. Сквозной канал позволяет выполнять УЗИ по всей длине УЭМОН, как показано на рис. 15. Результаты УЗИ в режиме онлайн могут передаваться на экран оператора. Более того, УЗИ может проводиться во время работы УЭМОН.

Концепция УЭМОН предоставляет широкие возможности для регулирования параметров своей работы. Применение дополнительной кабельной линии для питания секции из нескольких мотор-ступеней, например, на выходе из насоса позволит регулировать как напор H при сохранении расхода Q = const, так и Q при H = const. Последнее, правда, требует регулирования частоты вращения остальных рабочих мотор-колёс.

Наконец, концепция УЭМОН предоставляет широкие возможности для снижения времени и затрат на СПО. Так, отпадает необходимость в операциях свинчивания НКТ и фиксации хомутами кабельной линии. Кроме того, существенно сокращается время операции на сборку насосной установки за счёт уменьшения числа модулей, а при напоре до 1 км возможно применение лишь одного модуля.

Монтаж оборудования для эксплуатации УЭМОН на гибких НКТ целесообразно выполнить в виде модульной колтюбинговой установки, как показано на рис. 16:

Модульная колтюбинговая установка

Рисунок 16 – Модульная колтюбинговая установка С2-001 как вариант размещения комплекта оборудования для эксплуатации УЭМОН на гибких НКТ

Модули обеспечат гибкость комплектования оборудования для каждой скважины, а их мобильность – свободное перемещение в районе нефтедобычи грузовыми транспортными средствами высокой проходимости общего назначения.

Есть у УЭМОН и недостатки. Прежде всего, это износ мотор-ступеней взвешенными частицами. Попадание взвешенных частиц в кольцевой зазор между ось-статором и рабочим мотор-колесом со временем приведёт к истиранию и потере диэлектрической прочности. Во-вторых, малый крутящий момент, развиваемый мотор-ступенью, не позволяет надеяться на устранение заклинивания, произошедшего в результате попадания взвешенных частиц, путём чередования направления вращения мотор-ступени. В-третьих, постепенный нагрев рабочего тела от ступени к ступени приводит к неравномерности условий охлаждения мотор-ступеней на входе и выходе из УЭМОН. При этом располагаемый температурный напор к выходу из насоса тем меньше, чем меньше расход и к.п.д., что имеет место для малодебитных скважин.

Сравнение УЭЦН и УЭМОН

Главными преимуществами УЭМОН являются гибкость и приспособленность к широкому спектру свойств перекачиваемого флюида. Кроме того, УЭМОН обладает следующими преимуществами перед УЭЦН:

  1. Увеличение к.п.д. за счёт увеличения наружного диаметра рабочих колёс, исключения направляющих аппаратов и поперечного сечения жил кабеля (при сохранении габарита);
  2. Существенное снижение статических и динамических нагрузок за счёт самокомпенсации крутящего момента погружного электродвигателя и снижения вибрации;
  3. Повышение предельно допустимого значения газового фактора за счёт исключения подогрева рабочего тела на входе;
  4. Улучшение условий охлаждения электромотора за счёт увеличения охлаждаемой площади в том числе за счёт центрального кабель-канала;
  5. Уменьшение длины и массы установки за счёт уменьшения длины и массы ступени;
  6. Возможность ультразвуковой очистки всей насосной установки непосредственно в скважине за счёт размещения внутри центрального кабель-канала ультразвукового излучателя;
  7. Снижение трудозатрат на СПО за счёт исключения операций свинчивания труб и фиксации кабеля к НКТ.

На рис. 17 и 18 показаны эпюры тепловыделения и максимальных касательных напряжений вдоль УЭЦН и УЭМОН. Как видно из рис. 17, при работе УЭЦН имеет место нагрев перекачиваемого флюида перед поступлением на вход в насос. В результате возрастает газовый фактор перекачиваемого флюида, делая необходимым в некоторых случаях применение газосепаратора. В УЭМОН благодаря отсутствию источников тепла на входе газовый фактор пластовой жидкости, поступающей в первую ступень, минимально возможный и не зависит от к.п.д. погружного электродвигателя и насосных секций, площади поверхности погружного электродвигателя, скорости течения пластовой жидкости в кольцевом зазоре «погружного электродвигателя – скважина», напора, химического состава пластовой жидкости.

На рис. 18 дана эпюра максимальных касательных напряжений вдоль а) вала УЭЦН и б) ось-статора УЭМОН. Как видно из рис. 18, из-за разницы в диаметрах пик касательных напряжений достигается при переходе от вала входного модуля (или газосепаратора) к валу первой насосной секции. При достижении УЭЦН определённого напора касательные напряжения вала первой насосной секции становятся настолько велики, что возникает необходимость увеличения его диаметра. Этого недостатка лишена УЭМОН. Чередование направления вращения её рабочих колёс ограничивает максимальный крутящий момент величиной реактивного момента мотор-ступени вне зависимости от напора. При чётном количестве мотор-ступеней крутящий момент близок к нулю, что позволяет применить гибкие НКТ.

Эпюра тепловыделения

Рисунок 17 – Эпюра тепловыделения: а - вдоль УЭЦН; б – вдоль УЭМОН

Эпюра максимальных касательных напряжений

Рисунок 18 – Эпюра максимальных касательных напряжений: а - вдоль вала УЭЦН; б – вдоль ось-статора УЭМОН

Основными характеристиками погружной насосной установки являются наработка на отказ (НнО), диапазон подач, к.п.д., теплостойкость, максимальный напор и стоимость производства и эксплуатации.

Серийные УЭЦН характеризуются структурой распределения отказов, показанной на рис. 19:

Структура распределения отказов УЭЦН

Рисунок 19 – Структура распределения отказов УЭЦН по первому отказавшему элементу [28]

Как видно из рис. 19, более половины отказов приходится на насос, что объясняется большим количеством трибосопряжений, а также солеотложением в проточной части. В отличие от УЭЦН у УЭМОН имеется всего один тип трибосопряжения: рабочее колесо – подшипник, что облегчает отработку надёжности всего изделия, а отсутствие спрямляющих аппаратов резко снижает вероятность отказа из-за солеотложений.

Согласно инженерной практике осевые ступени предпочтительны при коэффициенте быстроходности ns, лежащем в диапазоне 600 ... 1200 [29]. Углублённые численные и экспериментальные исследования показали, что вплоть до коэффициента быстроходности ns, равного 267, осевая ступень погружного насоса сохраняет к.п.д. на уровне 0,82. Известно также об успешной разработке осевой ступени погружного насоса с коэффициентом быстроходности ns, равным 197, для размещения в обсадной трубе диаметром 150 мм [30]. В пересчёте на условия работы погружного насоса последняя величина даёт нижнюю границу расхода УЭМОН, равную 250 м3/сут. Можно ожидать, что дальнейшие исследования осевых ступеней погружных насосов позволят достичь приемлемых значений к.п.д. вплоть до ≈ 130 м3/сут (114,7 т3/сут), среднего уровня подачи УЭЦН в РФ [31].

К.п.д. УЭМОН η приближённо равен произведению гидравлического к.п.д. насоса ηГ на электрический к.п.д. мотор-ступени ηСТ:

η = ηГ ηСТ

Согласно [32] экспериментально подтверждена возможность применения малогабаритных осевых ступеней в погружном скважинном насосе с ηГ насоса 79 %. В свою очередь, электрический к.п.д. мотор-ступени ηСТ зависит от потерь энергии в парах ось-статор – фазовращатель и фазовращатель – мотор-колесо, а также от гидравлических потерь в рабочем колесе:

ηСТ = ηЭ1 ηЭ2

Пара ось-статор – фазовращатель представляет собой трансформатор, в котором магнитопровод и катушка разделены не воздушным зазором, а компаундом. К.п.д. этой пары принят равным 0,9. Пара “фазовращатель – мотор-колесо” представляет собой синхронный двигатель на постоянных магнитах, в котором статор и ротор разделены не воздушным зазором, а перекачиваемой средой. Подобные условия сходны с условиями взаимодействия статора и ротора в погружном маслозаполненном электродвигателе. Средний к.п.д. серийного погружного маслозаполненного асинхронного электродвигателя принят равным 0,84 [33]. С учётом увеличения к.п.д. синхронных двигателей на постоянных магнитах в среднем на 0,02 [34] по сравнению с серийными асинхронными электродвигателями к.п.д. УЭМОН приближённо равен:

η = ηГ ηЭ1 ηЭ2 = 0,82 ∙ 0,90 ∙ 0,84 ∙ 1,02 = 0,63,

что в среднем на 0,15 больше, чем у серийных УЭЦН, и минимум на 0,02 выше, чем у энергоэффективных УЭЦН [6]. Отсутствие направляющих аппаратов и осевых опор вала обеспечит дополнительное повышение к.п.д.

Распределение подвода энергии к ступеням вдоль насосной установки увеличивает поверхность охлаждения, но одновременно ограничивает максимальную рабочую температуру статора TСТ из-за нагрева рабочего тела от первой ступени до последней. Ещё одной особенностью, влияющей на теплостойкость УЭМОН, является независимость скорости охлаждающей жидкости от условий размещения в точке подвеса. В частности, в габарите 5А скорость рабочего тела, выполняющего роль хладагента для ось-статора, в диапазоне подач 30 … 170 м3/сут изменится от 0,05 до 0,3 м/с.

Анализ стендовых испытаний изоляции статора серийного погружного двигателя ПЭДН63-117, представленных в [35], показывает, что в этом диапазоне скоростей рабочего тела при номинальной мощности перегрев обмотки серийного погружного двигателя, составил от 35 °С для 0,3 м/с до 60 °С для 0,05 м/с. Учитывая, что обмотка статора серийного погружного электродвигателя рассчитана на максимальную рабочую температуру TСТ не менее 205 °С [35], предельно допустимая температура рабочего тела Tmax лежит в диапазоне 145 … 170 °С. При равенстве коэффициента теплопередачи УЭЦН и УЭМОН указанный выше диапазон задаёт предельно допустимую температуру на выходе из УЭМОН (при отсутствии принудительного охлаждения статора посредством подачи хладагента через центральный канал).

Отсутствие вала положительно сказывается не только на уровне вибрации, но и на напоре, который ограничен лишь предельно допустимой температурой статора:

Формула
  1. где g = 9,81 м/с2 – ускорение свободного падения,
  2. с = 1700 Дж/(кг∙°С) – удельная теплоёмкость,
  3. Тmax - предельно допустимая температура рабочего тела на выходе из насоса, °С,
  4. Тo = Т + Г(Н - 2000) – температура пластовой жидкости в призабойной зоне, °С [36]: Т – пластовая температура на глубине 2000 м, Г – геотермический градиент, зависящий от района нефтедобычи:

В частности, напор УЭМОН в габарите 5А с подачей 30 … 170 м3/сут на месторождениях Западной Сибири может достигать 4,2 …5,0 км:

Формула

Доступность совокупности предложенных технических параметров, могущих быть реализованными УЭМОН, зависит от затрат конечного пользователя на её приобретение и эксплуатацию. Выше уже было показано, что в части потребления электроэнергии УЭМОН может превзойти серийные и существующие энергоэффективные УЭЦН. Однако электроэнергия, затрачиваемая УЭЦН, составляет всего лишь около 3,5 % затрат на добычу 1 тонны нефти [37], а в целом изменение цены и технических параметров УЭЦН способно оказать непосредственное влияние примерно на половину этих затрат [37]. Предварительная экспертная оценка показывает, что снижение затрат на добычу тонны нефти за счёт совокупного улучшения технических параметров УЭМОН относительно УЭЦН составит не менее 5 % при сохранении цены изделия. Не менее важным, особенно при росте цены на нефть, является расширение зоны эксплуатации УЭМОН по сравнению с УЭЦН.

Обобщение вышеизложенного даёт основание рассчитывать на достижение УЭМОН характеристик, представленных в табл. 2:

 

Таблица 2 – Основные характеристики УЭМОН

Параметр Размерность Величина Комментарий
к.п.д. % 82 по сравнению с серийными УЭЦН рост на 34 %, включая 13 % за счет снижения шероховатости НКТ, 5 % за счёт снижения шероховатости проточной части рабочих колёс и 1 % за счёт увеличения поперечного сечения жил кабеля
максимальный напор м 5000 ограничен только температурой флюида
допустимая температура флюида °С 170 без принудительного охлаждения
максимальная вязкость флюида мПа∙с 500 аналогично гидроприводным насосным установкам
затраты на добычу тонны нефти % 95 при равенстве цены серийной УЭЦН и УЭМОН с аналогичной НРХ

 

Дополнительными преимуществами УЭМОН станут:

  • отсутствие ограничений на кривизну скважины и угол её наклона в точке подвеса;
  • отсутствие ограничений на спуск и замену УЗИ- или геофизического прибора с целью исследования УЭМОН или скважины;
  • возможность проведения ультразвуковой очистки и исследования внутренней полости УЭМОН без подъёма её на поверхность.

 

Список использованных источников

1. Полная себестоимость добычи (поставки) тонны нефти / Единая межведомственная информационно-статистическая система. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.fedstat.ru/indicator/data.do, свободный. – Загл. с экрана. Дата 03.02.2015.
2. Петренко С. Роснефть: опыт применения износостойкого оборудования на новых скважинах. Механизированная добыча ‘2013. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ngv.ru/pdf_files/7184.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата 06.01.2015.
3. Методы увеличения нефтеотдачи: сайт компании Shell. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.shell.com.ru/content/dam/shell-new/local/country/rus/downloads/pdf/innovation/mun-broshure.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 01.02.2015.
4. Закенов С.Т. Анализ причин отказа эксплуатации скважин, оборудованных электроцентробежными насосными установками. КазНТУ, 2007. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://e-lib.kazntu.kz/sites/default/files/articles/zakenov_2006_6.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата 03.01.2015.
5. Каталог продукции Новомет. Погружные насосные системы. 2010.
6. Островский В.Г. Надёжность энергоэффективного оборудования «Новомет» при повышенном содержании механических примесей // Инженерная практика. № 5. 2011. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://glavteh.ru/files/IP-5,_Ostrovsky.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 01.02.2015.
7. Метод кратковременно периодической работы (КПР) скважин. Сервисная компания «Борец». 2012. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://borets.ru/files/presentations/kpr.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 06.01.2015.
8. Дроздов А.Н. Энергоэффективные технологии нефтегазодобычи и утилизации попутного газа: Международная конференция ЭНЕРКОН: актуальные вопросы инновационного развития нефтегазовой отрасли. 2013. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.enercon-ng.ru/common/img/uploaded/exhibitions/enercon/doc/2013/07.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 06.01.2015.
9. Турбо газлифт?. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.tgl-group.com/Presentation/TGL_%20Gas%20lift_RUS.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 06.01.2015.
10. Повышение энергоэффективности при механизированной добыче нефти [Электронный ресурс]. Научно-технический вестник ОАО «НК Роснефть». 2014. Выпуск 3. Режим доступа: http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/attach_3-2014.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 04.06.2015.
11. Перельман О.Н. и др. Эффективные насосные системы малого габарита – путь к снижению стоимости бурения: презентация ЗАО «Новомет Пермь» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.novomet.ru/assets/files/conferences/Ppt0000036.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 04.04.2015.
12. Пещеренко М.П., Перельман О.М., Рабинович А.И., Каплан А.Л. Повышение эффективности эксплуатации УЭЦН путём применения мультифазных насосов // Бурение и нефть. [Электронный ресурс] 2014. № 4. Режим доступа: http://burneft.ru/archive/issues/2014-04/13, свободный. – Загл. с экрана. Дата 01.02.2015.
13. Чернова К.В., Аптыкаев Г.А., Шайдаков В.В. Эксплуатация глубинных электроцентробежных насосных установок в условиях интенсивного солеотложения // Современные наукоемкие технологии. – 2007. – № 10 – С. 28-33. URL: www.rae.ru/snt/?section=content&op=show_article&article_id=2624 – Загл. с экрана. Дата: 01.02.2015.
14. Агеев Ш.Р. и др. Как работает открытая ступень: эксплуатация механизированных скважин в осложнённых условиях // Инженерная практика. [Электронный ресурс]. №2, 2014. С.20-23. Режим доступа: http://www.novomet.ru/assets/files/media/2014_004.pdf, свободный. - Загл. с экрана. Дата: 05.01.2015.
15. Эксплуатация скважин в осложненных условиях: курс лекций. - Томский политехнический институт, Кафедра геологии и разработки нефтяных месторождений, Часть 1, Томск 2010, 126 слайдов. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://portal.tpu.ru/SHARED/l/LENNON/education/Tab2/Expl_oil_gas_wells_v_slogn_uslov_1.ppt, свободный. – Загл. с экрана. Дата 01.02.2015.
16. Фахриева К.Р., Габдрахимов М.С. Анализ отказов установок электроцентробежных насосов НГДУ Туймазанефть» // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2013. - № 1. С. 240 – 247. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://ogbus.ru/authors/FakhrievaKR/FakhrievaKR_1.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 01.02.2015.
17. Генералов И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложнённых условиях Самотлорского месторождения. - Автореферат дисс. … канд. техн. наук. Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет. - 2005. - 20 с. Режим доступа: http://ogbus.ru/authors/Generalov/Generalov_1.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 01.02.2015.
18. Завьялов В.В., Якимов С.Б. Виды коррозии корпусов ПЭД и ЭЦН на месторождениях ТНК-BP // Инженерная практика. № 6. 2010. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://glavteh.ru/files/InPraktika_6_2010-6_Yakimov.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 12.04.2015.
19. Даминов А.А. Коррозионные поражения подземного оборудования добывающих скважин на месторождениях Западно-сибирского региона. Исследование причин коррозии, разработка и применение мероприятий по снижению коррозионного воздействия // Инженерная практика. № 6. 2010. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://glavteh.ru/files/InPraktika_6_2010-4_Daminov.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 12.04.2015.
20. Канзафаров Ф.Я. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных месторождений с учётом изменения свойств пластовых систем. - Дисс. … док. техн. наук. - Нижневартовск: НижневартовскНИПИнефть, 2014. – 268 с.
21. Кухоль Ф.В., Тихомиров В.И. Эффективная эксплуатация насосно-компрессорных труб. Режим доступа: http://www.neftegas.info/upload/iblock/c00/effektivnaya-ekspluatatsiya-nasosno_kompressornykh-trub.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 13.04.2015.
22. УЭЦН для добычи вязких жидкостей: Конференция «Механизированная добыча 2014». Москва, 15-17 апреля 2014. Режим доступа: http://izhnefteplast.ru/upload/iblock/6ea/6eabc4317f3071be937155aa31ab91a7.pdf, свободный. - Загл. с экрана. Дата: 10.01.2015.
23. Полищук Ю.М., Ященко И.Т. Высоковязкие нефти: анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств. Институт химии нефти. Томск. Режим доступа: http://ogbus.ru/authors/PolishukYu/PolishukYu_1.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата 13.04.2015.
24. Надёжность элементов электроцентробежных насосов: путеводитель по энергетике: сайт. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://pue8.ru/elektricheskie-mashiny/301-nadezhnost-elementov-elektrotsentrobezhnykh-nasosov.html, свободный. - Загл. с экрана. Дата: 10.01.2015.
25. Ишмурзин А.А., Сафин А.З. Четыре версии о причине порыва резиновой детали гидрозащиты погружного электродвигателя установок электроцентробежных насосов // Нефтогазовое дело. – Т. 7. - № 1. - 2009. Режим доступа: http://www.ngdelo.ru/2009/1/26-31.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 11.04.2015.
26. Баженов В.В. Исследования действующих скважин в процессе эксплуатации по новым технологиям в ООО «ТНГ-Групп». // Бурение и нефть. - № 7-8. - 2011. Режим доступа: http://burneft.ru/archive/issues/2011-07-08/13, свободный. - Загл. с экрана. Дата: 10.01.2015.
27. Многоступенчатая осевая машина : заявка 2017117788 Рос. Федерация : Лентов И. В. (РФ); заявл. 22.05.2017.
28. УЭЦН – Скважина: Оценка ресурса системы // Нефтегазовая вертикаль. - № 11. – 2011. Режим доступа: http://www.ngv.ru/upload/iblock/3ba/3ba6a0a7ab680768bad2f9bf2acf8542.pdf, свободный. - Загл. с экрана. Дата: 27.03.2015.
29. Загорский В.А. Определение влияния коэффициента быстроходности на к.п.д. центробежного насоса: Электронные методические указания. – Самара: Изд-во СГАУ, 2010. 29 с. Режим доступа: http://www.ssau.ru/files/education/metod_1/, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 19.03.2015.
30. Большая Энциклопедия Нефти Газа: Уменьшение-диаметр-скважина Режим доступа: http://www.ngpedia.ru/id537648p1.html , свободный. Дата: 19.03.2015.
31. Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учебное пособие. Часть 2 / В.Н. Арбузов; Томский политехнический университет. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. – 272 с.
32. Гусак А.Г., Демченко О.А., Каплун И.П. Применение малогабаритных осевых ступеней низкой быстроходности в скважинных водяных насосах // Международный форум “НАСОСЫ-2011” Семинар “ЭККОН-11”. XIII Международная научно-техническая конференция “ГЕРВИКОН-2011”. Режим доступа: http://www.mnz.ru/stat-i/primenenie-malogabaritnich-osevich-stupeney-nizkoy-bistrochodnosti-v-skvazhinnich-vodyanich-nasosach, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 08.03.2015.
33. Гончар А.М., Петров Д.А. Решения компании «Борец» в области энергоэффективных установок. // Инженерная практика. № 4. 2012. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://borets.ru/files/vstavki/injen_practika2.pdf, свободный. – Загл. с экрана. Дата: 07.03.2015.
34. Markus Lindegger. Economic viability, applications and limits of efficient permanent magnet motors.- Switzerland: Swiss Federal Office of Energy, 2009.
35. Пошвин Е.В. Термостойкий погружной электродвигатель // Бурение и нефть. - № 11. - 2011. Режим доступа: http://burneft.ru/archive/issues/2011-11/9, свободный. - Загл. с экрана. Дата: 21.03.2015.
36. Температура в скважинах и давление в горных породах и скважина: большой информативный нефтяной сайт. Режим доступа: http://neftrussia.ru/temperatura-v-skvazhinah-i-davlenie-v-gornyh/, свободный. Дата: 21.03.2015.
37. Экономическая эффективность возможных способов эксплуатации скважин. Скважинная добыча нефти: информационный нефтяной портал. Режим доступа: http://tdng.ru/articles/ekonomicheskaya-effektivnost-vozmozhnyh-sposobov-ekspluatacii-skvazhin.html, свободный. - Загл. с экрана. Дата: 29.03.2015.

 

 

 

 

Читайте также:

Организация стран – экспортеров нефти

Горючие сланцы и сланцевая нефть. Новая жизнь старых запасов?

Нефть – это энергия, а энергия – это богатство

Мир нефти. Производственная цепочка: апстрим, мидстрим, даунстрим