Исследование и разработка технических и технологических решений повышения производительности работы нефтяных скважин
УДК 622.276.6
На правах рукописи
петрухин сергей Владимирович
ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ РАБОТЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа 2013
Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).
| Научный руководитель | доктор физико-математических наук Пахаруков Юрий Вавилович |
| Официальные оппоненты: | Нугаев Раис Янфурович, доктор технических наук, профессор, ГУП «ИПТЭР», главный научный сотрудник отдела «Гидродинамическое моделирование технологических процессов в добыче нефти» |
| Фатхлисламов Марат Айратович, кандидат технических наук, ООО «Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология», старший научный сотрудник отдела разработки нефтяных месторождений | |
| Ведущая организация | Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» Академии наук РБ |
Защита состоится 20 мая 2013 года в 900 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».
Автореферат разослан 19 апреля 2013 года.
Ученый секретарь
диссертационного совета
доктор технических наук, профессор Худякова Лариса Петровна
Общая характеристика работы
Актуальность работы
Основная доля добычи нефти в России осуществляется установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), в том числе по Тюменской области по-прежнему основному региону добычи нефти. Данный способ является ведущим по объему добываемой продукции и по количеству эксплуатационного фонда скважин. В регионе УЭЦН обеспечивают до 70 % объема добычи; фонд скважин, эксплуатируемых ими, составляет около 60 %.
Современные условия деятельности нефтегазодобывающей отрасли характеризуются тенденцией уменьшения объемов добычи нефти из длительно эксплуатируемых месторождений, увеличением доли находящихся в разработке залежей со сложным геологическим строением, а также большим количеством мало- и среднедебитных скважин.
Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется высокой обводненностью продукции, содержанием в ней значительного количества механических примесей и солей, интенсификацией процессов коррозии оборудования. На этой стадии широко применяется метод увеличения нефтеотдачи, названный форсированным отбором жидкости, заключающийся в увеличении градиента давления и скорости фильтрации в прискважинной зоне пласта.
В этих условиях актуальным является использование высокопроизводительных установок ЭЦН, в том числе с частотно-регулируемым приводом (ЧРП).
Форсированный режим отбора жидкости из скважины требует повышения подводимой к насосному агрегату мощности для увеличения подачи. Эффективным инструментом повышения мощности (и, соответственно, подачи) в насосных установках с частотно-регулируемым приводом является увеличение частоты вращения вала, что обеспечивается увеличением частоты питающего напряжения.
Регулирование частоты питающего напряжения в таких установках изменяет напорно-расходную характеристику насоса в широком диапазоне, что требует подбора оптимального режима эксплуатации системы «насос скважина пласт».
Эксплуатация скважин такими установками связана с рядом технологических особенностей, недостаточно изученных до настоящего времени. Среди них особое место занимает повышенная вибрация на некоторых режимах работы установки. Экспериментальными исследованиями установлено скачкообразное нарастание вибрации при увеличении мощности, что может стать одной из главных причин «отказа» и возникновения аварийных ситуаций с погружным оборудованием. Необходимость остановки оборудования и его ремонта снижает общую производительность скважин и эффективность разработки месторождения в целом. В связи с этим актуальной является разработка методов улучшения технологических показателей работы насосного оборудования.
Цель работы повышение эффективности освоения нефтяных месторождений разработкой научно обоснованных технических решений, направленных на увеличение производительности работы скважин, оборудованных УЭЦН, за счет снижения вибрации оборудования при интенсивном отборе жидкости.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
1. Провести анализ состояния работы скважин, оборудованных УЭЦН; исследовать вибрационные характеристики погружного оборудования и режимы его работы; определить причины, влияющие на повышение радиальной вибрации погружных центробежных насосных агрегатов при изменении частоты вращения вала;
2. Выявить пути повышения производительности скважин на месторождениях, находящихся на второй и третьей стадиях разработки;
3. Разработать теоретическую модель механизма возникновения повышенной вибрации насосного оборудования с учетом воздействия потока отбираемой жидкости при изменении термобарических условий;
4. Разработать мероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивных режимах отбора жидкости;
5. Провести промысловые испытания рекомендованных решений и разработать нормативную документацию на их промышленное внедрение.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач базируется на анализе данных о состоянии выбранного объекта, результатах лабораторных и промысловых исследований с использованием современных средств измерения и методов обработки статистической информации, математическом моделировании и систематизации полученных результатов применения предложенных разработок.
Научная новизна результатов работы
1. Выявлен диапазон частотного режима напряжений электрического питания насосного агрегата, при котором интенсификация добычи нефти УЭЦН из скважины становится аварийно опасной. Дано объяснение полученному явлению.
2. Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлена взаимосвязь осевой и радиальной вибрации погружных насосов, износа радиальных подшипников с частотой вращения вала насоса и демпфированием направляющих аппаратов в насосных секциях.
3. Установлена взаимосвязь осевой и радиальной вибрации насосных агрегатов с напорными характеристиками погружных насосов.
На защиту выносятся:
- созданная измерительная система для исследования вибрационных характеристик УЭЦН и режимов ее работы;
- результаты исследования причин возникновения вибрации в УЭЦН;
- результаты исследования частотного режима напряжения электрического питания насосного агрегата, при котором интенсификация добычи нефти УЭЦН становится аварийно опасной, что приводит к снижению эффективности добычи;
- взаимосвязь осевой и радиальной вибрации погружных насосов, износа радиальных подшипников, частоты вращения вала насоса и характера демпфирования направляющих аппаратов в насосных секциях;
- взаимосвязь осевой и радиальной вибрации насосных агрегатов с напорной характеристикой погружного насоса при демпфировании направляющих аппаратов в насосных секциях;
- мероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивном отборе жидкости из скважины.
Практическая ценность результатов работы
1. Полученные зависимости параметров вибрации от режима работы и величины износа подшипниковых узлов позволяют оценивать техническое состояние насосных агрегатов перед спуском в скважину и прогнозировать долговечность их работы, а также разрабатывать насосные агрегаты с низким уровнем вибрации.
2. Компоновка созданного лабораторного стенда позволяет экспериментально определять фактические вибрационные характеристики (раздельно осевая и радиальная вибрация), измеряемые синхронно в наиболее ответственных точках насосной установки, для новых конструкций рабочих колес и направляющих аппаратов, подшипниковых узлов и входных модулей, оценивать их чувствительность к изменениям режимов работы насоса при различных степенях износа его элементов.
3. Созданная и запатентованная конструкция входного модуля (патент РФ № 2333396) снижает вибрацию, тем самым увеличивается межремонтный период и существенно сокращаются затраты, связанные с ликвидацией аварий типа «полет».
4. Созданная и запатентованная конструкция насосной секции (патент РФ № 2328624) позволяет снизить вибрацию, вызывающую усталостное разрушение насосно-компрессорных труб (нкт), фланцевых соединений, корпусов, сопровождающееся падением агрегата, обеспечить повышенную ремонтопригодность и повышение напора и подачи за счет герметичности внутренних полостей насосной секции.
5. Предложенные мероприятия способствуют снижению вибрации погружного оборудования, что позволяет значительно увеличить добычу и наработку на отказ и оптимизировать режимы работы УЭЦН с частотно-регулируемым приводом в диапазоне изменения частоты питающего напряжения от 40 до 60 Гц для безаварийной эксплуатации.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Область исследования включает разработку мероприятий, повышающих эффективность добычи нефти погружными центробежными электронасосами в условиях изменяющегося термобарического воздействия жидкости, отбираемой из скважины.
Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 4: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на Юбилейной региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Тюмень, 2006 г.);
6-ой региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии – нефтегазовому региону» (Тюмень, 2007 г.); Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.); семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень,
2009 2011 гг.); научно-технической конференции «Новые технологии – нефтегазовому региону» (Тюмень, 2011 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе 4 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Получено два патента РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 129 наименований. Изложена на 150 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 39 рисунков.
Краткое СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.
Первый раздел посвящен обзору и анализу проблем повышения эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.
В этом направлении в разное время работали следующие ученые:
А.А. Богданов, Ю.А. Балакиров, М.Д. Валеев, Ю.Г. Валишин, Р.Н. Дияшев, А.Н. Дроздов, В.Н. Ивановский, Ю.В. Зейгман, Л.С. Каплан, А.Т. Кошелев, П.Д. Ляпков, И.Т. Мищенко, А.П. Телков и др.
Известно, что установки ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка и солеотложениях, в условиях высоких температур и газового фактора, но благодаря гибкой рабочей характеристике и скачкообразному развитию, связанному с совершенствованием конструкции и технологий изготовления основных узлов установок центробежных насосов, остаются основным средством добычи. Эти факторы позволили оборудованию безболезненно пережить переход нефтяной отрасли на стратегию интенсификации добычи нефти, связанной с существенным увеличением глубины спуска насосных установок, большим содержанием свободного газа и механических примесей в откачиваемой жидкости, повышением температуры откачиваемой жидкости, отложением солей на элементах погружного оборудования, резким повышением коррозионной активности пластового флюида. В этих условиях увеличивается количество отказов погружного оборудования, в том числе по причине вибрации. По разным причинам в неработающий фонд каждый год выбывает около 20 30 скважин.
Подсчитанные суммарные суточные потери по нефтяным скважинам, выбывшим в неработающий фонд, составили 193,7 т по нефти и 996,3 т по жидкости при среднем дебите 6…10 т/сут и обводненности 67…81 %.
Установка погружного центробежного насоса – сложная конструкция из многих сборочных единиц, по-разному преобразующих энергию и имеющих свои законы движения. Работу установки характеризуют такие факторы, как давление, температура и свойства пластовой жидкости, изменяющиеся при движении по стволу скважины в соответствии с гидродинамическими характеристиками, а также вследствие фазовых превращений. Показатели добычи нефти в основном зависят от термобарических условий, следовательно актуальной задачей является исследование последних во всем их многообразии, что в конечном итоге повысит эффективность нефтедобычи.
В настоящее время определение технологических параметров скважин затруднено в связи с высокими показателями объемов нефтедобычи, которые обеспечивают современные средства добычи нефти.
В данной ситуации ведущее место начинают занимать объективные (расчётные) методы определения значений давления и температуры в различных элементах добывающей системы (в затрубном пространстве, интервале «забой приём погружного оборудования»), поскольку известные методики и программное обеспечение по подбору УЭЦН к скважине не всегда обеспечивают оптимальный выбор насоса в связи с изменяющимися технологическими факторами.
Вышеприведенное позволяет сделать вывод об актуальности исследования термобарических условий нефтяных скважин с изменяющимися во времени свойствами продукции.
В последние годы на промыслы поступают насосные установки с вентильными погружными электродвигателями и станциями управления, изменяющими частоту вращения валов насосной установки изменением частоты питающего напряжения, что обеспечивает изменение гидравлических характеристик насоса в соответствии с термобарическими условиями скважины. Практика эксплуатации этих установок имеет особенности, проявляющиеся в изменяющемся уровне вибрации при работе на разных частотах. Механизм скачкообразного изменения величины вибрации на отдельных частотах практически не изучен.
Проведенный анализ промысловых данных показывает необходимость исследований в области частотного регулирования привода погружных насосных установок и разработки дополнительных решений по снижению вибрации, оказывающей влияние на надежность УЭЦН и стабильность отбора жидкости из пласта.
Во втором разделе приведен анализ ранее опубликованных работ по вопросам исследования вибрации и применения вибродиагностики погружного оборудования центробежных электронасосов, определены задачи экспериментальных исследований на лабораторном испытательном стенде.
Изучением вибрации и вопросами вибродиагностики нефтепромыслового оборудования занимались выдающиеся ученые в нашей стране и за рубежом. Результатами их работы являются теоретические и практические основы диагностики, методика проведения диагностики, позволяющая идентифицировать техническое состояние машин и оборудования без изменения штатного режима работы и разборки по исходной информации, содержащейся в виброакустическом сигнале.
Фундаментальными исследованиями в области теории нелинейных колебаний и устойчивости движения занимались А.М. Ляпунов,
Л.И. Мандельштам, Н.М. Крылов, Н.Н. Боголюбов, Н.Г. Четаев, И.Г. Малкин, А.И. Лурье и другие ученые. И.И. Блехманом доказано, что вибрация может оказывать существенное влияние на величину местных сопротивлений и изменять расход жидкости в различных системах.
Вопросами надежности и диагностики в различное время занимались российские ученые М.Д. Генкин, Ф.М. Дедученко, А.Г. Соколов,
В.М. Писаревский, В.А. Русов, А.В. Барков, Н.А. Баркова.
В области исследования вибрации и надежности погружного оборудования ЭЦН известны работы Л.С. Каплана, А.В. Семенова, Н.Ф. Разгоняева, В.А. Рафиева, Р.А. Максутова, А.А. Богданова,
А.Н. Дроздова. Работы Д.А. Черняка, В.Н. Ивановского посвящены возможностям частотного регулирования серийных погружных насосов и проблемам аварийности ЭЦН.
В работах Н.И. Смирнова, В.Н. Волкова, В.Ф. Бочарникова, Ю.В. Пахарукова систематизируются и обобщаются материалы методик оценки опасности вибраций в установках электроприводных центробежных насосов. Однако влияние вибрации на аварийность оборудования ЭЦНМ и механизм появления вибрации остаются недостаточно изученными.
Диагностирование машин тесно связано с надёжностью технических устройств. Получаемая информация используется для выявления дефектов, оценки работоспособности объектов и прогнозирования возможностей их дальнейшей эксплуатации.
Испытания погружных центробежных электронасосов модульного и обычного исполнений с измерением параметров вибрации обычно проводятся на специальном стендовом оборудовании.
Сотрудниками кафедры «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» В.Ф. Бочарниковым и В.В. Петрухиным спроектирован и запатентован стенд для динамических испытаний погружных центробежных электронасосов.
Экспериментальные исследования ступеней погружных ЭЦН на воде осуществлялись на специальном испытательном стенде, являющемся лабораторной модификацией запатентованного стенда, оснащенном частотным регулятором и синхронным многоканальным регистратором вибрации (рисунок 1).
Лабораторная установка обеспечивает испытания узлов и деталей серийно выпускаемых погружных насосов, имеется возможность моделирования положения насосного агрегата изменением угла наклона, износа элементов насоса при постоянной частоте вращения вала и при ее изменении.
При проведении лабораторных исследований ставились следующие задачи:
– исследование вибрации одновременно со снятием гидравлической характеристики насоса во всем диапазоне подач при вертикальном положении насосного агрегата для новых ступеней и ступеней с предельным износом радиальных подшипников;
– выявление и исследование источника вибрации при изменении частоты вращения вала насосной установки;
– исследование распределения радиальной вибрации по длине корпуса модуль-секции ЭЦНМ с частотно-регулируемым приводом;
– исследование радиальной вибрации насоса при демпфировании направляющих аппаратов амортизирующими резиновыми кольцами.
1 – бак; 2 – краны слива; 3 – мерные емкости; 4 – напорная линия; 5 – дроссель регулируемый; 6 – модуль-секция насоса; 7 – кожух подвода жидкости; 8 – стойка; 9 – проушины; 10 – электродвигатель; 11 – гибкий шланг напорной линии;
12 – кран слива; 13 – подводящий трубопровод; 14 – частотный преобразователь;
15 – электроизмерительный комплект; 16 – анализатор вибрации; 17 – цифровой тахометр
Рисунок 1 – Лабораторный стенд для динамических испытаний
Особенностью исследований является применение многоканальной вибродиагностической аппаратуры с синхронным измерением и фиксацией вибропараметров.
В результате проведенных стендовых испытаний укороченной модуль-секции насоса ЭЦНМ5 получены зависимости вибрационных характеристик от частоты напряжения питания электродвигателя (частоты вращения вала) и радиальной вибрации по длине корпуса (таблица 1).
Таблица 1 Результаты измерения радиальной вибрации по длине корпуса
на различных частотах (среднеквадратические значения (СКЗ)
виброскорости, мм/с)
| Зона измерения | Частота тока сети, Гц | |||||||
| 42 | 48 | 50 | 52 | 53 | 55 | 58 | 60 | |
| Частота вращения вала, 1/мин | 2520 | 2880 | 2950 | 3120 | 3180 | 3300 | 3480 | 3600 |
| Испытания насосного агрегата | ||||||||
| Зона осевой пяты (Р1) | 9,6 | 1,9 | 5,6 | 7,0 | 12,0 | 3,9 | 6,2 | 6,2 |
| Зона верхнего радиального подшипника (Р2) | 1,8 | 3,9 | 5,0 | 8,2 | 5,2 | 9,1 | 4,8 | 2,7 |
| Средняя часть секции (Р5) | 14,1 | 4,6 | 3,7 | 4,9 | 5,4 | 6,0 | 5,0 | 3,7 |
| Зона нижнего радиального подшипника (Р3) | 18,5 | 4,2 | 3,2 | 5,5 | 5,3 | 2,3 | 6,6 | 6,4 |
| Зона посадки шлицевой муфты (Р4) | 20,1 | 4,7 | 2,9 | 6,4 | 8,1 | 3,3 | 6,9 | 6,6 |
| Испытания электродвигателя | ||||||||
| Электродвигатель в зоне подвески насосного агрегата (Р3) | 1,2 | 1,3 | 1,4 | 1,3 | 1,3 | 1,4 | 1,4 | 1,4 |
–
Из представленных результатов следует, что на частотах 52 и 53 Гц наблюдается скачкообразный рост радиальной вибрации в верхней части модуль-секции насоса в зоне верхнего радиального концевого подшипника и в зоне нижнего радиального концевого подшипника. Результаты подтверждаются данными, полученными ранее при испытаниях серийной модульной насосной установки ЭЦНМ5 на стендовой скважине «ЭПУ-Сервис» ООО «РН-Юганскнефтегаз».
Данные результаты были получены впервые. Причина повышения амплитуды вибрации на указанных частотах не известна и требует изучения.
Проведенные испытания при последовательной сборке «двигатель – входной модуль – насосная секция» (на воздухе) показали практически постоянную величину вибрации на любых частотах питающего напряжения.
При запуске насосной установки с жидкостью на указанных частотах вновь появляется повышенная вибрация.
Из результатов испытаний следует, что электродвигатель, элементы насосной установки и искажение питающего напряжения при преобразовании частоты не ответственны за резкие увеличения вибрации, т.е. причиной являются насос и его конструктивные особенности при воздействии потока перекачиваемой жидкости.
Следовательно, причиной повышенной вибрации являются механические колебания и гидродинамика потока в насосной секции в результате изменения частоты вращения вала.
В следующей серии экспериментов исследовалось влияние радиального износа ступеней насоса, для чего в корпус устанавливались 15 ступеней с минимальным радиальным зазором в подшипниках ступеней, а затем те же ступени с максимально допустимым зазором, установленным технической документацией и составляющим 0,866 мм.
Третья серия экспериментов заключалась в исследовании демпфирующих устройств, снижающих вибрацию, что выражалось в установке на все направляющие аппараты резиновых амортизирующих колец. Результаты испытаний представлены среднеквадратическими значениями виброскорости (таблица 2).
Таблица 2 – Результаты измерения вибрации при испытаниях ступеней
с амортизирующими кольцами (СКЗ виброскорости, мм/с)
| Зона измерения | Минимальный износ | Максимальный износ | ||||||
| 10 ступе- ней | 15 ступе- ней | 15 ступеней с аморти-заторами | 10 ступе- ней | 15 ступе- ней | 15 ступеней с амортиза-торами | |||
| Радиальная вибрация | ||||||||
| Зона гидравлической пяты (Р1) | 4,2 | 3,1 | 2,8 | 5,3 | 3,3 | 3,0 | ||
| Зона верхнего радиального подшипника (Р2) | 4,4 | 3,3 | 3,0 | 4,9 | 3,4 | 3,2 | ||
| Средняя часть секции (Р5) | 3,7 | 3,0 | 2,9 | 4,8 | 4,1 | 3,5 | ||
| Зона нижнего радиального подшипника (Р3) | 3,2 | 2,2 | 3,0 | 5,7 | 4,1 | 3,8 | ||
| Зона соединения валов модуль-секции и входного модуля (Р4) | 3,1 | 2,3 | 3,1 | 5,4 | 4,0 | 4,1 | ||
| Осевая вибрация | ||||||||
| Зона гидравлической пяты (О1) | 1,7 | 1,5 | 1,6 | 2,2 | 1,9 | 1,2 | ||
| Зона соединения валов модуль-секции и электродвигате-ля (О2) | 1,0 | 1,1 | 1,3 | 1,2 | 1,3 | 1,0 | ||
| Зона соединения валов входного модуля и электродвигате-ля (О3) | 2,4 | 1,6 | 1,5 | 2,6 | 1,4 | 1,4 | ||
По результатам экспериментальных исследований на лабораторном стенде сделаны следующие выводы.
1. В насосных агрегатах с новыми ступенями радиальная вибрация имеет большее значение в верхних концевых подшипниках секции по сравнению с ниже расположенными точками, что создает наибольшую их загруженность. По мере увеличения зазора за счет износа радиальных подшипников ступеней возрастает вибрация в подшипниках ступеней средней части корпуса секции и нижнем концевом подшипнике секции, что создает наибольшую загруженность нижних концевых подшипников модуль-секции насоса.
2. При использовании насоса без амортизирующих колец с увеличением радиального зазора от минимального 0,126 мм до максимального 0,866 мм (в 6,87 раза) радиальная вибрация возрастает на 26,5 %, осевая – на 8,7 %.
3. Демпфирование ступеней насоса в виде установки резиновых амортизирующих колец при использовании ступеней с минимальным зазором уменьшает осевую вибрацию на 4,5 %. В ступенях с максимальным износом радиальная вибрация уменьшается на 6…8 %, осевая на 18 %.
4. Снижение вибрации с помощью демпфирующих ступеней насоса обеспечивает увеличение подачи на 30…38 %, увеличивает напор на 19…23 % (новые ступени) и способствует уменьшению внутренних перетоков в насосной секции.
В третьем разделе представлена математическая модель, объясняющая характер возникновения повышенной вибрации при изменении частоты вращения вала частотным регулированием напряжения питания электродвигателя.
Действие вибрации в погружном оборудовании ЭЦН рассматривается в рамках модели вращающегося ротора. В основу модели положено уравнение вращающих колебаний, полученное из уравнения моментов:
, (1)
где I – момент инерции массы элемента ротора; – угол поворота; 
– момент упругих сил; М0(хit) – крутящий момент; В – полярный момент сил инерции; G – модуль сдвига.
Динамическая неуравновешенность рассматривается на отдельном элементе сборки длиной l (рисунок 2).
Рисунок 2 – Модель динамической
неуравновешенности элемента сборки
В основу модели положено уравнение затухающих колебаний со случайной силой f (t). Считая колебания вынужденными, случайными и одномерными с амплитудой колебания y l·, запишем уравнение для модели вибрации:
, (2)
где n – коэффициент затухания.
, (3)
где у0 – смещение предыдущего узла с известными вероятностными характеристиками; 0 – частота гармонических колебаний.
Решение уравнения при нулевых начальных условиях:
, (4)
где k (t ) – плотность корреляционной функции.
Считая, что гидродинамический поток является источником случайных толчков, можно определить спектр возмущений от частоты вращения вала и скорости подъема жидкости. Статистическая обработка экспериментальной зависимости (рисунок 3) амплитуды отклонения позволяет получить корреляционную функцию воздействия:
, (5)
где, – параметры, зависящие от типа жидкости и частоты вращения вала
( = 1В).
Через значение kh() определяется спектральная плотность воздействия на входе Sh. Частотная функция W(i) для уравнения (2) позволяет получить спектральную плотность на выходе:
S = W(i)Sh(). (6)
График изменения S(, B) оказывается двухпараметрической функцией, зависит от частоты вращения вала, имеет колоколообразную форму с максимумом на частоте вращения.
Рисунок 3 – Графики зависимости величины вибрации насосного
агрегата от частоты напряжения питания электродвигателя
Для разных значений B появляется свой максимум S(), который с увеличением B смещается вправо, проходя через наибольший максимум, который и будет соответствовать частоте вращения вала, при которой будет наблюдаться максимум амплитуды вибрации. В итоге появляется серия графиков колоколообразной формы, в которой огибающая имеет такую же форму с максимумом, соответствующим критической частоте.
В четвертом разделе рассмотрены мероприятия, направленные на повышение отбора пластового флюида погружными центробежными электронасосами.
Исходя из физического смысла полученной модели, экспериментальных исследований и известных научных сведений предлагаются мероприятия, повышающие отбор пластового флюида при эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами для добычи нефти, в том числе с частотно-регулируемым приводом.
Дан анализ технических решений, снижающих вибрацию погружного оборудования. Приведены описания разработанных и запатентованных устройств, устанавливаемых в насосный агрегат, результаты экспериментальных исследований.
Существенное снижение радиальной вибрации насосных агрегатов УЭЦН возможно применением модуля входного с низким уровнем вибрации (рисунок 4, патент № 2328624 РФ). Предлагаемое техническое решение – замена трех деталей (вала модуля и двух шлицевых муфт) на одну вал-муфту – позволяет значительно упростить конструкцию и снизить вибрацию на 25…30 %.
1 – корпус; 2 – шпилька; 3 – гайка; 4 – корпус насоса; 5 – корпус протектора;
6 – сетка защитная; 7 – втулка; 8 – втулка; 9 – вал модуля; 10 – вал насоса; 11 – вал протектора; 12 – кольцо стопорное; 13 – кольцо стопорное; 14 – втулка верхняя;
15 – втулка нижняя; 16 – втулка радиального подшипника; 17 – втулка радиального подшипника; 18 – втулка дистанционная; 19 – стержень
Рисунок 4 – Конструкция модуля входного
Предложена насосная секция с демпфированными ступенями (патент
№ 2333396 РФ). Смысл предлагаемого решения – полное демпфирование направляющих аппаратов в корпусе насосной секции за счет заполнения пространства между корпусом и наружной поверхностью направляющего аппарата жидкостью, находящейся при обычных условиях в резиноподобном состоянии.
В разделе приведены результаты промысловых испытаний конструкции насосного агрегата с демпфированными ступенями, разработанной на основе патента № 2208709 РФ (аналогична лабораторной установке). Эффективность разработки подтверждена промысловыми испытаниями на скважине
№ 145 куста № 3057 Западно-Угутского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз».
Стендовые испытания новых демпфированных ступеней насосных секций на воде показали увеличение напора на 19…23 %, подачи на 30…38 %, при этом радиальная вибрация снизилась на 6…8 %, осевая – на 18 %. На рисунке 5 приведена рабочая характеристика насосной секции, совмещенная с виброхарактеристикой в наиболее виброактивной точке (верх насосной секции). Из графиков видно, что радиальная вибрация начинает расти с увеличением подачи насоса, т.е. с увеличением потока жидкости, проходящей через насос; при нулевой подаче вибрация минимальна. Графики соответствуют номинальной частоте 50 Гц. Получены зависимости и для других частот.
Таким образом, предложенное техническое решение значительно снижает вибрацию, существенно увеличивая величину отбора пластовой жидкости.
Другим фактором увеличения отбора является увеличение подачи насоса повышением частоты вращения вала (соответственно, частоты напряжения питания).
Рисунок 5 – Совмещенные вибрационная и рабочая характеристики
За счет регулирования частоты вращения вала насоса можно регулировать подачу (для исследованных с подачей 50 м3/сут ступеней) от 42 до 70 м3/сут и более. Ограничением являются возрастающая мощность, которая не должна превышать номинальную мощность электродвигателя, и изменяющиеся термобарические условия в скважине – увеличение объема выделяемого газа в результате повышения температуры двигателя при увеличении мощности, изменение вязкости и др.
Известная методика Главтюменнефтегаза по определению параметров нового оборудования позволяет подсчитать, что за счет снижения вибрации наработка на отказ ЭЦН увеличится на 15…20 %, что обеспечит значительный дополнительный отбор жидкости. На рисунке 6 показано количество жидкости, добытой обычным насосным агрегатом, установкой с уменьшенной вибрацией и увеличенной частотой вращения вала и с учетом увеличения наработки на отказ.
Рисунок 6 – Увеличение отбора пластовой жидкости
Увеличение добычи пластовой жидкости насосной установкой производительностью 50 м3/сут с применением предлагаемых технических решений в числах выглядит следующим образом (без учета потерь):
– добыча обычной установкой за среднюю наработку (500 сут) 25000 м3;
– прирост добычи за счет снижения вибрации насосного агрегата при средней наработке на отказ 5000 м3;
– прирост добычи за счет возможностей частотного регулирования при средней наработке на отказ 5000 м3;
– добыча обычной установкой за счет увеличения наработки (70 сут)
3500 м3;
– прирост добычи за счет снижения вибрации насосного агрегата при увеличении наработки 700 м3;
– прирост добычи за счет возможностей частотного регулирования при увеличении наработки на отказ 700 м3.
В итоге все факторы вместе увеличивают добычу на 14900 м3 при обводненности порядка 69 %, по чистой нефти 4619 м3. При средней стоимости на август 2011 года стоимость добытой нефти составит около 23095 тысяч рублей.
Исследования, проведенные УГНТУ и АГНИ, показали, что уменьшение вибрации ЭЦН на 1,43…1,45 мм/с снижает энергопотребление в среднем на
4 %. Для исследуемой установки радиальная вибрация снизилась с 4,8 до
2,8 мм/с, что позволяет ожидать снижения энергопотребления на 6…8 %, что также является существенным фактором эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕкомендации
1. Проведен анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН; исследованы вибрационные характеристики погружного оборудования и режимы его работы; определены причины, влияющие на повышение радиальной вибрации погружных центробежных насосных агрегатов при изменении частоты вращения вала.
2. Выявлены пути повышения производительности скважин на месторождениях, находящихся на второй и третьей стадиях разработки.
3. Разработана теоретическая модель механизма возникновения повышенной вибрации с учетом воздействия потока отбираемой жидкости при изменении термобарических условий.
4. Разработаны мероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивных режимах отбора жидкости.
5. Проведены лабораторные и промысловые испытания рекомендованных технических решений и скорректирована нормативная документация по эксплуатации ЭЦН с частотно-регулируемым приводом.
Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:
Ведущие рецензируемые журналы
- Бочарников, В. Ф. Экспериментальные исследования распределения вибрации по длине корпуса модуль-секции электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом [Текст] / В. Ф. Бочарников, С. В. Петрухин, В. В. Петрухин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 8. – С. 80-82.
- Пахаруков, Ю. В. Механизм возникновения повышенной вибрации в погружных электроцентробежных насосах с частотно-регулируемым приводом [Текст] / Ю. В. Пахаруков, В. Ф. Бочарников, С. В. Петрухин, В. В. Петрухин // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 2. – С. 99-101.
- Пахаруков, Ю. В. Экспериментальные исследования радиальной вибрации при демпфировании ступеней погружного центробежного электронасоса [Текст] / Ю. В. Пахаруков, В. Ф. Бочарников, С. В. Петрухин, В. В. Петрухин // Естественные и технические науки. – 2010. – № 1. С. 188-193.
- Пахаруков, Ю. В. Результаты экспериментальных исследований радиальной вибрации при использовании амортизаторов ступеней центробежного электронасоса [Текст] / Ю. В. Пахаруков, В. Ф. Бочарников, С. В. Петрухин, В. В. Петрухин // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 1. – С. 99-101.
Патенты
- Пат. 2328624 Российская Федерация, МПК F 04 D 13/10, F 04 D 29/62. Погружной многоступенчатый центробежный насос [Текст] / Бочарников В. Ф., Петрухин В. В., Петрухин С. В.; заявитель и патентообладатель ГОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет». – № 2006141963/06; заявл. 27.11.2006; опубл. 10.07.2008, Бюл. № 19.
- Пат. 2333396 Российская Федерация, МПК F 04 D 13/10, F 04 D 29/044, F 04 D 29/66. Погружной центробежный насосный агрегат [Текст] / Петрухин В. В. Бочарников В. Ф., Петрухин С. В.; заявитель и патентообладатель ГОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет». – № 2006147041/06; заявл. 27.12.2006; опубл. 10.09.2008, Бюл. № 25.
Прочие печатные издания
- Петрухин, С. В. Исследование вибрации на лабораторном стенде для динамических испытаний насосов [Текст] / С. В. Петрухин, В. В. Петрухин // Сб. научн. тр., посвященный 50-летию ТюмГНГУ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. – С. 158-161.
- Петрухин, В. В. Проблемы эксплуатации и направления совершенствования конструкций УЭЦН [Текст] / В. В. Петрухин, С. В. Петрухин // Сб. научн. тр., посвященный 50-летию ТюмГНГУ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. – С. 183-185.
- Петрухин, В. В. Снижение аварийности погружных центробежных электронасосных установок для добычи нефти [Текст] / В. В. Петрухин,
С. В. Петрухин // Новые технологии – нефтегазовому региону: тез. докл. региональной научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. – Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. – С. 36-37. - Бочарников, В. Ф. Экспериментальные исследования распределения радиальной вибрации по длине корпуса насосного агрегата типа ЭЦНМ [Текст] / В. Ф. Бочарников, С. В. Петрухин, В. В. Петрухин // Новые технологии – нефтегазовому региону: матер. 6-ой региональной научн.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. – Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2007. – С. 106-111.
- Бочарников, В. Ф. Экспериментальные исследования распределе-ния радиальной вибрации по длине корпуса насосного агрегата типа ЭЦНМ [Текст] / В. Ф. Бочарников, С. В. Петрухин, В. В. Петрухин // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: матер. Всеросс. научн.-техн. конф. с междунар. участием: в 2 т. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. – Т. 2. – С. 152-157.
- Бочарников, В. Ф. Экспериментальные исследования влияния резиновых уплотнительных колец ступеней на вибрационную и напорную характеристики погружного центробежного электронасоса [Текст] / В. Ф. Бочарников, С. В. Петрухин, В. В. Петрухин // Там же. – С. 157-161.
- Петрухин, С. В. Экспериментальные исследования распределения вибрации по длине корпуса насосной секции ЭЦНМ [Текст] / С. В. Петрухин // Нефть и газ Западной Сибири: матер. Всеросс. научн.-техн. конф.: в 2 т. – Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2007. – Т. 1. – С. 140-141.
Фонд содействия развитию научных исследований.
Подписано к печати 17.04.2013 г. Формат 60 х 90 1/16.
Усл. печ. л. 0,93. Бумага писчая.
Тираж 100 экз. Заказ № 86.
Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
