Содержание к диссертации
Введение
1. Характеристика условий и режимов работы погружного электродвигателя (ПЭД) в составе установок типа УЭЦН .. 10
1.1. Механизированный способ добычи нефти установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) 10
1.2. Характеристика факторов, оказывающих влияние на процесс эксплуатации ПЭД в составе установок добычи нефти типа УЭЦН 19
1.3. Роль контроля и прогнозирования показателей ресурса погружного оборудования в решении задачи оперативного управления установками типа УЭЦН 24
2. Критерии и задача управления электроприводом УЭЦН с учетом ресурса изоляции ПЭД 28
2.1. Общие положения 28
2.2. Ограничения на область управления системой «УЭЦН-скважина» и устойчивость системы 29
2.3. Критерии и задача оперативного управления электроприводом УЭЦН с учетом ресурса изоляции ПЭД 35
3. Разработка модели теплового старения изоляции электродвигателя системы «ПЭД-ЦН» 41
3.1. Анализ факторов, влияющих на процессы нагрева и охлаждения ПЭД 41
3.2. Синтез уравнений модели теплового старения изоляции ПЭД... 60
3.3. Исследование модели теплового старения изоляции ПЭД 73
4. Средства контроля показателей ресурса глубинного оборудования в оперативном управлении режимами работы УЭЦН 82
4.1 Роль средств контроля показателей ресурса глубинного оборудования УЭЦН в оптимизации процесса оперативного управления режимами его работы 82
4.2 Анализ существующих средств контроля изоляции системы «вторичная обмотка ТМПН - кабель - ПЭД» 87
4.3 Аналитическая оценка момента на валу ПЭД по измеряемым СУ электрическим параметрам 90
Основные выводы 95
Список литературы
- Механизированный способ добычи нефти установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)
- Ограничения на область управления системой «УЭЦН-скважина» и устойчивость системы
- Анализ факторов, влияющих на процессы нагрева и охлаждения ПЭД
- Роль средств контроля показателей ресурса глубинного оборудования УЭЦН в оптимизации процесса оперативного управления режимами его работы
Введение к работе
Актуальность работы. Наметившаяся в последние месяцы на мировом рынке ситуация, характеризующаяся нестабильностью цен на энергоносители, в частности на нефть, и тот факт, что их экспорт в значительной степени определяет благосостояние и дальнейшее экономическое развитие страны, говорят о большой значимости задач наращивания объемов добычи нефти и уменьшения издержек и материальных потерь при разработке нефтяных месторождений.
Вышесказанное определяет ключевую роль решению задач интенсификации и оптимизации использования нефтепромыслового оборудования на всех этапах добычи и подготовки нефти к транспорту. Причем именно этап добычи нефти в значительной мере определяет эффективность функционирования нефтедобывающего комплекса в целом. Поэтому оптимальность использования скважинного оборудования, рациональность расходования его ресурса и соблюдение политики энергосбережения приобретают особую актуальность в сложившейся ситуации.
В связи со сказанным выше следует отметить, что на российских нефтяных промыслах в последние годы значительно возрастает доля скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), часть из которых оснащается регулируемыми преобразователями частоты (ПЧ), что значительно расширяет возможности по управлению процессом отбора жидкости из скважины. В то же время вопросы оперативного управления УЭЦН (особенно с ПЧ) с учетом состояния оборудования слабо изучены, а уже имеющийся отечественный и зарубежный опыт эксплуатационными службами используется недостаточно эффективно. Это приводит к частым преждевременным выходам установок из строя по различным причинам, к повышенному энергопотреблению и, как следствие, к увеличению себестоимости тонны добытой нефти. По данным ООО «Энергонефть» и ОАО «РН-Юганскнефтегаз» за 2006-2007 года по месторождениям Юганского региона порядка 80% отказов установок электроцентробежных насосов происходит из-за снижения сопротивления изоляции системы «вторичная обмотка трансформатора маслонаполненного повышающего наземного (ТМПН) - кабель - погружной электродвигатель (ПЭД)» ниже допустимого уставкой защиты значения, причем 26,15%) от общего количества отказов происходит по причине износа электрической изоляции ПЭД. Остальные 20%о отказов обусловлены износом механических узлов погружного оборудования.
Из вышесказанного можно предположить, что организация процесса управления установкой, на основе оперативно поступающей информации о степени износа погружного оборудования, особенно в части электрической изоляции двигателя, позволит повысить эффективность добычи нефти путем рационального расходования ресурса оборудования, что требует проведения соответствующих научных исследований.
Степень изученности проблемы. Исследованиями вопросов автоматизации и надежности погружных установок добычи нефти типа УЭЦН занимаются многие российские ученые. Среди них: Ведерников В.А., Ершов М.С., Кучумов Р.Я., Люстрицкий В.М., Семченко П.Т., Сушков В.В., Филиппов В.Н., Шпилевой В.А. и другие. Опубликованные ими работы посвящены вопросам совершенствования методов эксплуатации УЭЦН, в том числе с ПЧ, с целью более рационального энергопотребления и расходования ресурса оборудования. Однако следует отметить, что существует потребность в разработке подходов к диагностике состояния электрической изоляции и механических узлов ЭЦН, что имеет актуальное значение при эксплуатации скважин, оборудованных электроцентробежными насосными установками добычи нефти.
Цель работы. Повышение эффективности управления электронасосными установками добычи нефти путем учета оперативной информации о ресурсе погружного оборудования. Задачи исследований.
1. На основе анализа условий и режимов работы электроцентробежных насосов (ЭЦН), обосновать роль ресурса погружного оборудования в оперативном управлении установками добычи нефти;
2. Обосновать и ввести в известный набор критериев эффективности при оперативном управлении составляющую, учитывающую состояние погружного оборудования;
3. Разработать на основе уравнений тепловых процессов в системе «ПЭД-скважина-пласт» модель теплового старения изоляции статорной обмотки погружного электродвигателя, учитывающую режимы работы установки, условия отбора нефти в скважине и состояние погружного оборудования;
4. Разработать рекомендации по уменьшению погрешности оценки текущего состояния погружного оборудования по данным станций управления УЭЦН.
Методы исследований. В работе использовались аналитические методы системного анализа, математического моделирования, термодинамики, гидродинамики, теории электрических машин, материаловедения, а так же результаты исследований, проведенных в условиях реальных нефтепромыслов.
Научная новизна работы.
1. Обоснована роль механической и электрической составляющих ресурса оборудования ЭЦН в оперативном управлении режимами его работы, обеспечивающем продление работоспособного состояния погружной установки;
2. Сформулирована и включена в известный набор критериев оперативного управления составляющая, учитывающая текущую информацию о величине и интенсивности расходования ресурса погружного оборудования; 3. Разработана математическая модель расходования ресурса изоляции ПЭД, учитывающая состояние погружного оборудования, режимы его работы и условия отбора нефти в скважине;
4. Разработаны, на основе обработки данных промысловых и лабораторных испытаний, новые рекомендации по повышению точности оценки текущего состояния погружного оборудования и даты его отказа по параметрам «момент на валу ЭЦН» и «ток утечки» через изоляцию на землю.
Достоверность полученных результатов подтверждается экспериментальными результатами, полученными в ходе промысловых и стендовых испытаний • проведенных на базе предприятий ООО «Энергонефть» и ОАО «РН-Юганскнефтегаз» и кафедры «Автоматизация и управление» ИНиГ ТюмГНГУ.
Личный вклад автора заключается в разработке подходов к диагностике состояния погружного оборудования ЭЦН и использованию этой информации в оперативном управлении режимами работы погружных установок добычи нефти.
Апробация результатов исследований производилась в форме докладов на международных научно-практических конференциях студентов и молодых ученых: «Современные техника и технологии» в г. Томске (2006, 2007 и 2008 года), на второй научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» в г. Когалым (2006 год), на научно-технической конференция «Нефть и газ Западной Сибири» в г. Тюмень (2007 год) и на всероссийской научно-технической конференции «Проблемы автоматизации в топливно-энергетическом комплексе Западной Сибири на современном этапе» в г. Тюмень (2007 год).
Публикации. По результатам исследований опубликованы десять научных работ, в том числе одна статья в журнале, рекомендованном ВАК России. Структура и объем работы. Диссертация изложена на 156 страницах машинописного текста и содержит введение, четыре раздела, основные выводы, список литературы из 60 наименований, 23 рисунка, 12 таблиц и 5 приложений.
Практическая ценность работы. Разработанная модель теплового износа изоляции ПЭД и рекомендации по повышению информативности данных регистрации станций управления позволяют производить оперативную оценку состояния ЦН и ПЭД в процессе их эксплуатации.
Это позволяет в сочетании с уточненной, посредством включения дополнительного критерия, целевой функцией управления увеличить продолжительность наработки на отказ УЭЦН, за счет более экономичного расходования ресурса оборудования на начальном этапе эксплуатации.
Предложенные меры позволяют более точно прогнозировать дату отказа установки и дают возможность предварительной подготовки к ремонтно-восстановительным работам, значительно снижая, таким образом, . эксплуатационные затраты.
Положения, выносимые на защиту.
1. Обоснование роли механической и электрической составляющих ресурса оборудования ЭЦН в оперативном управлении режимами его работы, обеспечивающем продление работоспособного состояния погружной установки;
2. Критерий оперативного управления, учитывающий текущую информацию о величине и интенсивности расходования ресурса погружного оборудования;
4. Математическая модель расходования ресурса изоляции ПЭД, учитывающая состояние погружного оборудования, тепловые режимы его работы и условия отбора нефти в скважине; 5. Рекомендации по уменьшению погрешности оценки текущего состояния погружного оборудования и даты его отказа по параметрам «момент на валу ЭЦН» и «ток утечки» через изоляцию на землю.
Механизированный способ добычи нефти установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)
В настоящее время в Российской Федерации, и, в частности, на нефтяных месторождениях Западной Сибири, большое распространение получила технология механизированной добычи нефти с применением погружных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), доля которых в фонде добывающих скважин этих месторождений достигает шестидесяти, а в отдельных случаях и девяноста процентов.
На первом этапе разработки нефтяного месторождения с использованием такой технологии производится прогнозирование показателей нефтедобычи и, на их основе, составление технологической схемы разработки, которая представляет собой совокупность заданий на дебит скважин, их количество, структуру сетки размещения, порядок перевода из добывающих в нагнетательные и т.д. [1,2]
Выполнение этих заданий обеспечивается комплексом объектов системы обустройства месторождения (СОМ) [1,2,4], который включает в себя кусты добывающих и нагнетательных скважин, объекты сбора, подготовки и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и пластовой воды, а так же сети электроснабжения, и плана ввода их в эксплуатацию.
Исходя из задания по каждой из добывающих скважин, производится выбор для нее необходимого типоразмера погружного оборудования, обеспечивающего заданный дебит жидкости [1,2,8].
Ошибки, вызванные недостаточной полнотой и достоверностью информации о продуктивных пластах и . несвоевременным вводом в эксплуатацию объектов системы обустройства месторождения, служат причиной частого несоответствия выбранного типоразмера оборудования и возможностей пласта по нефтеотдаче. Это приводит либо к снижению дебита скважины, либо к слишком интенсивному отбору жидкости из пласта с появлением риска падения динамического уровня ниже допустимого и срыва подачи с последующим переводом скважины на периодический режим добычи [1,2,3,4].
В дополнение к вышесказанному на нефтяных промыслах имеет место неэффективное использование нефтедобывающего оборудования [4,5,6] и многочисленные нарушения технологии добычи, зачастую вызванные отсутствием удовлетворительных методик и алгоритмов управления оборудованием УЭЦН с учетом его состояния. Это приводит к снижению дебита нефти в целом по месторождению и значительным финансовым потерям [1,4,5].
Технология отбора жидкости из пласта посредством использования установок типа УЭЦН заключается в том, что установка, закрепленная на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже уровня пластовой жидкости в стволе скважины, создает гидравлический напор, обеспечивающий подъем жидкости по НКТ к поверхности и транспортировку ее к групповым замерным установкам (ГЗУ). При этом происходит одновременное снижение динамического уровня жидкости в скважине и создание депрессии давления в призабойной зоне пласта, которая вызывает приток жидкости из пласта в скважину [7]. УЭЦН представляет собой установку, состоящую из непосредственно центробежного насоса (ЦН) и погружного электродвигателя (ПЭД), защищенного от попадания внутрь пластовой жидкости гидрозащитой (ГЗ) [7,9,10]. Центробежная насосная установка состоит из пар «рабочее колесо направляющий аппарат», собранных на одном валу. Направляющие аппараты прикрепляются к корпусу насоса ниппелем, что предотвращает их от проворота. Рабочие колеса закреплены на валу насоса шпонкой, при помощи которой передается вращающий момент, и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В рабочем режиме они, как правило, находятся в нижнем положении, опираясь на специальный бурт направляющего аппарата, выполняющий роль подпятника [8,10,11].
Вся конструкция монтируется в едином корпусе в одну или несколько секций и закрепляется на колонне насосно-компрессорных труб. В нижней части насоса располагаются фильтрующая сетка и, при необходимости, газосепаратор (ГС), предназначенный для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса [11].
Приводом насоса служит маслонаполненный трехфазный асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором специальной конструкции, который при помощи фланцев и шпонок закрепляется на одном валу с ЦН [9,10,11].
Габариты ПЭД определяются рядом причин, в том числе габаритами скважины и необходимой для достаточного охлаждения величиной кольцевого зазора между электродвигателем и обсадной колонной. Его диаметр, находится в пределах 103-138 мм, а длина, для развития необходимой мощности, может достигать десятков метров [11,12].
Двигатель собирается в едином, вертикально расположенном, цилиндрическом корпусе и разбит на ряд секций, разделенных пакетами из немагнитных материалов. Статорная обмотка является двухполюсной с синхронной скоростью вращения 3000 об/мин при частоте питающего напряжения 50 Гц [11,12]. Гидрозащита, которой оснащается электропривод, предназначена для предотвращения попадания в двигатель пластовой жидкости. Она обеспечивает выравнивание давления таким образом, чтобы давление внутри всегда несколько превышало давление снаружи агрегата при любой глубине погружения, что снижает темп диффузии жидкости внутрь ПЭД из внешней среды.
Ограничения на область управления системой «УЭЦН-скважина» и устойчивость системы
При системном подходе к анализу работы погружной установки добычи нефти типа УЭЦН ее целесообразно рассматривать как совокупность находящихся непосредственно в стволе скважины с определенными гидрогеотехнологическими параметрами центробежного насоса (ЦН) и погружного электродвигателя (ПЭД), что и составляет систему «УЭЦН скважина».
Вектор выходных параметров системы «УЭЦН-скважина» составляют дебит жидкости qt и давление на устье скважины Ph а так же вектор ресурса глубинного оборудования, заданный выражением (1.3). Вектор входных параметров включает управляемые параметры ah к которым относятся частота / и величина U питающего напряжения, и неуправляемые параметры: g, - пластовое давление Рт; температура пластовой жидкости tnC; а так же газовый фактор; КВЧ; массовая доля солей; парафинов и химически агрессивных примесей и другие параметры, описывающие состояние скважины и выбранного оборудования. Так же к входным параметрам относится вектор случайных воздействий на систему ,-, . в состав которых входят аварийные отключения электроэнергии, непрогнозируемые изменения состояния глубинного оборудования, вызванные заводским браком и другие факторы.
Погружной электродвигатель и центробежный насос связаны между собой валом, вращающимся с угловой скоростью со, через который от двигателя к насосу передается вращающий момент М. С другой стороны подача насоса qh зависящая от скорости вращения вала установки со, определяет скорость движения пластовой жидкости омывающей ПЭД и, таким образом, режим его охлаждения.
Решение задачи оперативного управления УЭЦН осуществляется в сложных условиях, вызванных необходимостью учета большого числа различных факторов, которые накладывают ограничения на технологические параметры системы «УЭЦН-скважина». Выход из области допустимых значений технологических параметров приводит либо к нарушению технологии отбора нефти, либо к остановке процесса отбора автоматическими системами защит СУ.
К ограничениям на область допустимых значений технологических параметров относятся: 1) Ограничение на дебит жидкости: qmin q qmax, (2.1) где qmin - минимальный допустимый дебит жидкости, обусловленный необходимостью обеспечения охлаждения ПЭД; qmax - максимальный допустимый дебит жидкости, обусловленный возможностями пласта по нефтеотдаче; 2) Ограничение на температуру ПЭД: tПЭД min 1Пэд tПЭД max (2-2) где 1пэд mm минимальная температура ПЭД, равная температуре пластовой жидкости; , ґцзд тах - максимальная температура, определяемая необходимостью не допущения лавинообразного теплового разрушения изоляции; 3) Ограничение на дебит по условиям разгазирования нефти [19]: Чу min — Ч — Чу max \А- У где qy min, qy тах - минимальный и максимальный допустимый дебит жидкости, соответственно, обусловленные необходимостью поддержания координаты уровня, на котором происходит выделение газа hpa3, в оптимальном с технологической точки зрения диапазоне; 4) Ограничение на величину потерь мощности в ПЭД: ANE ANzmax, (2.4) где AN max максимально допустимые потери мощности в ПЭД, обусловленные необходимостью не допущения лавинообразного теплового разрушения изоляции вследствие перегрева (ограничение 2.3); 5) Ограничение по частоте питающего напряжения: - fmin f fmax, (2.5) где fmin\ fmax - максимальная и максимальная допустимые частоты питающего напряжения, определяемые необходимой величиной дебита установки (ограничения 2.1 и 2.3) и ограничением на величину потерь мощности в ПЭД (2.4);
Принятые выше положения и ограничения позволяют перейти к формулированию критериев и задачи оперативного управления ЭЦН, что будет изложено в следующем разделе.
Устойчивость системы управления электроприводом ЭЦН обосновывается исходя из следующих соображений. Рассматриваемая система управления является разомкнутой и представлена совокупностью последовательно соединенных элементарных звеньев, каждое из которых устойчиво. Следовательно, система в целом устойчива. Доказательство устойчивости отдельных звеньев системы сводится к следующему:
1) В рабочей области механической характеристики асинхронного двигателя, система априори устойчива, что обусловлено отрицательной жесткостью dM/dco самой характеристики; 2) Неустойчивость системы в пусковой части механической характеристики асинхронного двигателя, где возможна ее положительная жесткость, исключается на этапе проектирования ПЭД путем подбора величины и соотношения электромагнитной и электромеханической постоянных времени; 3) При наличии ПЧ в систему вводится задатчик интенсивности изменения входного сигнала с постоянной времени значительно превосходящей постоянные времени остальной части системы, что позволяет считать систему пропорциональным звеном и обуславливает строго апериодический характер переходных процессов в ней.
Анализ факторов, влияющих на процессы нагрева и охлаждения ПЭД
Реализация предложенного в предыдущей главе алгоритма поиска оптимального управляющего воздействия на установку УЭЦН в составе системы «УЭЦН-скважина» с учетом ресурса погружного электродвигателя предполагает оперативный контроль над его состоянием. Однако, как было указано в первой главе, современные средства контроля не обеспечивают необходимой достоверности получаемых данных. В связи с этим, представляется целесообразным применить аналитические методы оценки и прогнозирования состояния ПЭД, в части сопротивления изоляции его статорной обмотки, на основе специально разработанной математической модели ее теплового износа.
Данная глава посвящена вопросам нагрева электропривода ЭЦН в различных режимах и его охлаждения потоком пластовой жидкости. Специфика условий работы электропривода погружной насосной установки определяется ограниченными размерами скважины и высокой температурой внешней среды (пластовой флюида), которая представляет собой сложную многофазную смесь веществ, среди которых преобладают вода и нефть. Причем доля воды, в частности на старых, исчерпывающих свой ресурс месторождениях Западной Сибири достигает девяноста и более процентов [36]. Дополнительными факторами выступают упомянутые в прошлой главе явления солеотложения на рабочих органах ЦН, а так же их заиливания и залипання, что приводит к появлению повышенного момента сопротивления на валу двигателя. Кроме того, происходит абразивное истирание рабочих органов ЦН, приводящее к уменьшению потока жидкости охлаждающей пэд. Повышенная температура нагрева двигателя, вызванная влиянием перечисленных выше факторов, является основной причиной износа изоляции ПЭД. Известно, что превышение температуры на 8С приводит с сокращению срока эксплуатации изоляции в два раза (уравнение Монтзингера) [37].
Тем не менее, допустимость того или иного температурного режима обуславливается необходимостью сохранения срока службы изоляции. На определенных отрезках времени двигатель может работать при температуре ниже определенной нормами, в результате чего происходит «экономия» ресурса изоляции с возможностью последующего его более интенсивного использования при общем сохранении срока службы двигателя [37].
Как было сказано "ранее, срок службы установки ЭЦН оценивается параметром МРП в среднем для группы скважин и «наработка на отказ» - для каждой конкретной скважины. К примеру, по данным месторождений Юганского региона (ПРИЛОЖЕНИЕ А) наработка на отказ УЭЦН составляет в среднем 150-200 суток и лежит, в основном, в пределах до 350 суток (рисунок 3.1).
Послеаварийный анализ причин отказов установок за 2007-й год (ПРИЛОЖЕНИЕ А), произведенный по статистическим данным, собранным в рамках выполнения хозяйственного договора с предприятием «РН-Юганскнефтегаз» [33], показывает, что 65,7% отказов происходит по причине снижения уровня изоляции системы «вторичная обмотка ТМПН -кабель - ПЭД» ниже допустимого уровня (Таблица 3.1). Причем большая часть этих отказов (80,7%) происходит по причине износа питающего двигатель кабеля, а по причине износа изоляции двигателя происходит лишь 30%о отказов (26,15%) от общего количества).
Известно, что наиболее интенсивный износ ресурса глубинного оборудования происходит при большом количестве операций «остановка-пуск», что вызвано следующими причинами: 1) непосредственно во время пуска происходит подклинивание рабочих колес ЦН в результате их залипання и отложения на них минеральных солей, что приводит к увеличению момента статического сопротивления ЦН; 2) при пуске происходит интенсивный механический износ оборудования вследствие ударов и повышенного уровня вибраций; 3) происходит повышение температуры ЭЦН, влекущее за собой более интенсивный износ его изоляции, особенно при пусках, осложненных заклиниванием вала установки или присутствием в скважине жидкости глушения. Таким образом, количество, частота и степень сложности операций «остановка-пуск» на интервале безремонтной эксплуатации скважины определяют динамику ресурса глубинного оборудования.
Принятая выборка скважин испытывает в среднем пятьдесят нерегламентироваиных остановок на протяжении своего интервала безремонтной эксплуатации. Из них, в среднем 10-20% приходятся на квазистатический этап эксплуатации ЭЦН.
Из диаграммы видно, что наибольшее количество остановок сосредоточено на этапе ввода скважины в эксплуатацию и ее последующего освоения, длящемся от двух недель до нескольких месяцев, когда производится настройка оборудования сопряженная с необходимостью перезапуска установки, и на предаварийном этапе работы, когда учащаются отключения по защитам, что вызвано, с одной стороны, изменениями параметров пласта по содержанию воды, газовому фактору и т.д. и, с другой стороны - изменениями в состоянии глубинного оборудования, в частности центробежного насоса, подверженного явлению солеотложения. На квазистатическом этапе эксплуатации установки преобладают отключения по причине перебоев в электроснабжении и, вследствие этого, частота отключений снижается.
При решении задач, связанных с оценкой динамики теплового старения изоляции статора, необходимо знать ее температуру (температуру статора). Строгий анализ тепловых процессов в ПЭД подразумевает рассмотрение его как сложного тела, сделанного из материалов с различными тепловыми параметрами с учетом того, что тепловыделение локализовано в отдельных участках конструкции. Учет всех факторов значительно усложняет процесс анализа, поэтому с достаточной точностью можно принять двигатель как однородное тело, нагрев которого происходит за счет выделяющихся в нем потерь, причем коэффициент теплопередачи от поверхности тела в окружающую среду и теплоемкость тела не зависят от его температуры, которая принимается одинаковой для всего тела и его поверхности.
Роль средств контроля показателей ресурса глубинного оборудования УЭЦН в оптимизации процесса оперативного управления режимами его работы
Общий характер влияния параметров питающего напряжения на тепловой режим ЭЦН проиллюстрирован рисунком 3.3. На этом рисунке представлен характер изменения тока статора // и потерь мощности AN в зависимости от величины и частоты напряжения на клеммах ПЭД.
Справедливо утвер ждение, что положение рабочей точки системы «ПЭД-ЦН» (и, как следствие, потери мощности в ПЭД) в первую очередь определяется нагрузкой двигателя (ЦН), а выбранные затем при управлении параметры питающего напряжения ПЭД носят вторичный характер. То есть динамика состояния центробежного насоса непосредственным образом влияет на тепловыделение в двигателе и косвенно на режим его охлаждения, что будет рассмотрено ниже. На состояние центробежного насоса, как было указано в предыдущей главе, влияют следующие факторы: 1) отложение содержащихся в пластовой жидкости солей на рабочих органах погружного электроцентробежного насоса; о,8._ — Рисунок 3.3. Кривые изменения тока // (кривые 1, 3, 5) и потерь мощности AN (кривые 2, 4, 6) ПЭД при изменении величины напряжения t/на выходе ПЧ для частот 44 (кривые 1, 2), 50 (кривые 3,4) и 58 Гц (кривые 5, 6) 2) абразивный износ рабочих органов погружного электроцентробежного насоса; 3) явления заиливания и залипання рабочих органов погружного электроцентробежного насоса; Как было сказано ранее, срок жизни нефтедобывающей скважины длительностью 15-20 лет разделяется на интервалы времени длительностью около одного года, которые в среднем для группы скважин оцениваются параметром «межремонтный период» (МРП). Каждый интервал безремонтной эксплуатации ЭЦН, в свою очередь, разделяется на ряд этапов, отличающихся степенью проявления тех или иных влияющих факторов и характером их воздействия на оборудование погружной установки, в частности на ЦН и ПЭД. Выделяются этапы: освоения, квазистатический и предаварийный.
Ниже произведен анализ влияющих факторов, и степени их воздействия на оборудование на различных этапах эксплуатации ЭЦН с целью установления взаимосвязей и аналитических закономерностей, позволяющих решить задачу количественной оценки и прогнозирования состояния электродвигателя в части сопротивления изоляции его статорной обмотки.
Как было сказано в предыдущей главе, ЭЦН представляет собой электронасос, спускаемый ниже уровня пластовой жидкости, включающий в себя центробежный насос (3) и погружной электродвигатель (1), защищенный гидрозащитой (2), закрепленные на колоне НКТ (4). Питание двигателя осуществляется через кабель (5), подключенный к скважинному трансформатору (ТМПН) (6), который в свою очередь подключен к станции управления (8), находящейся на поверхности. Станция управления может содержать в своем составе преобразователь частоты (7) (Рисунок 3.4.),
Регулирование по частоте используется для коррекции ошибок выбора типоразмера погружного оборудования, что можно проиллюстрировать следующими кривыми (Рисунок 3.5). Здесь кривая (2) соответствует случаю, когда подача насоса превосходит возможности пласта по нефтеотдаче. При этом наблюдается снижение динамического уровня вплоть до глубины подвески насоса, и скважина переходит в циклический режим эксплуатации, либо производится замена типоразмера оборудования. Перевод скважины в циклический режим негативно влияет на состояние оборудования, так как происходит более интенсивный его износ за счет повторяющихся пусковых режимов. Кривая (1) соответствует случаю, когда подача насоса меньше возможностей пласта по нефтеотдаче. Это приводит к потере дебита по сравнению с потенциально возможным для данной скважины. Наконец, кривая (3) показывает случай либо оптимального подбора типоразмера оборудования, либо коррекции режима работы насоса для первых двух случаев с применением ПЧ.
Регулирование величины питающего напряжения позволяет снизить риск заклинивания установки, о чем будет подробно рассказано ниже. Одним из основных осложняющих факторов добычи нефти на месторождениях Западной Сибири является явление отложения содержащихся в пластовой жидкости солей на рабочих органах погружного центробежного насоса. Этот процесс носит непрерывный характер на интервале безремонтной работы погружной установки и зависит от многих факторов, таких как концентрация минеральных солей в пластовой жидкости, ее температура и другие. Результатом этого процесса является подклинивание рабочих органов центробежного насоса во время операций «остановка-пуск». При этом осевая нагрузка, создаваемая колесом, передается не на корпус ЦН, а на вал установки, вызывая увеличение силы трения в пяте насоса, что в конечном итоге приводит к увеличению его момента статического сопротивления. Из условия равенства момента сопротивления насоса и электромагнитного момента двигателя, очевидно, что состояние насоса непосредственно определяет режим нагрева двигателя в соответствии с уравнением (ЗЛ4).
В момент времени, когда момент статического сопротивления насоса начинает превышать максимальный момент МцЭД, развиваемый двигателем, происходит заклинивание вала УЭЦН, часто приводящее к его деформации и выходу установки из строя. В ряде случаев может произойти срез шпонки, обеспечивающей передачу крутящего момента на вал ЦН. Процесс расклинивания ЭЦН характеризуется почти полным отсутствием охлаждения ПЭД (из-за отсутствия потока охлаждающей жидкости) и повышенными пусковыми токами, а, следовательно, и повышенными тепловыми потерями в двигателе. Подобный режим эксплуатации двигателя приводит к интенсивному износу его ресурса, в том числе и в части сопротивления изоляции его статорной обмотки.
Кроме явления солеотложения так же имеют место явления залипання и заиливания рабочих органов ЭЦН. Явление залипання рабочих органов, обуславливается присутствием в пластовом флюиде некоторого количества асфальто-смолистых веществ и парафинов, приводящим к склеиванию движущихся друг относительно друга частей механизма. Результат этого процесса аналогичен результату процесса солеотложения - происходит залипание рабочего колеса и увеличение на некоторую величину момента статического сопротивления насоса.
