CC BY
1179
Хакимьянов М.И. НаЫшуапт М.1.
кандидат технических наук, доцент кафедры
«Электротехника и электрооборудование предприятий» Уфимского государственного нефтяного технического университета, Россия, г. Уфа
Шафиков И.Н. Shafikov 1.К
аспирант кафедры «Электротехника и электрооборудование предприятий» Уфимского государственного нефтяного технического университета, Россия, г. Уфа
УДК 681.5:502:622.276
АНАЛИЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ МЕХАНИЗИРОвАННОЙ ДОБЫЧЕ НЕФТИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ
В статье рассматривается структура потребления электроэнергии при скважинной добыче нефти установками электроцентробежных насосов. Электроцентробежными насосами оснащено свыше 54% всего фонда скважин РФ, при этом из этих скважин извлекается 75% всей добываемой нефти. Анализируются потери во всех элементах насосной установки: электродвигателе, кабельной линии, трансформаторе, станции управления и центробежном насосе. Приводятся результаты расчета потерь для одной из скважин. Установлено, что на подъем скважинной жидкости расходуется не более 20...30% от потребляемой электроэнергии, потери в насосе составляют до 50%, а в электродвигателе - до 15%. Потери в остальных элементах насосной установки (в кабельной линии, трансформаторе, станции управления, протекторе) менее значительны. Рассматриваются способы оптимизации потребления электроэнергии скважинными насосами, такие как использование вентильных двигателей и интеллектуальных станций управления.
Ключевые слова: электроцентробежный насос, погружной электродвигатель, энергопотребление, потери мощности, нефтяная скважина.
ANALYSIS of ENERGY CoNSuMPTIoN of ARTIFICIAL LIFT uSING ELECTRIC SuBMERSIBLE PuMPS
The paper describes the structure of electricity consumption of electric submersible pumps. Electric submersible pumps are on more than 54% of the wells of the Russian Federation, thus from these wells recovered 75% of all oil. Analyzed the loss of all elements of the pumping unit: the motor, the cable line, transformer, control stations and centrifugal pump. The article presents the results of calculation of loss to one of the wells. Found that to lift wellbore fluids consumed less than 20 ... 30% of the consumed electric power, loss in the pump up to 50%, and a motor - 15%. Losses in the rest of the elements of pump installation (cabling, transformers, control stations, the protector) are less significant. Discusses how to optimize power consumption of oil production, such as the use of Permanent Magnet Synchronous Motors and smart control stations.
Key words: electric submersible pump, submersible motor, powerconsumption, power, power loss, oilwell.
В настоящее время вопросы энерго- и ресурсосбережения стали особенно актуальными практически во всех отраслях промышленности. Не являются исключением и предприятия топливно-
энергетического комплекса, которые занимаются добычей, подготовкой, транспортом и переработкой нефти и газа. Нефтегазодобывающие предприятия (НГДП) вынуждены разрабатывать и внедрять
целые комплексы энергосберегающих мероприятий. Проводится энергоаудит всех технологических процессов с целью определения звеньев, где эффективность использования энергетических ресурсов недостаточно высока и имеется потенциал для сбережения.
С этой целью на промышленных предприятиях стали широко внедряться автоматизированные системы коммерческого и технического учета электроэнергии - АСКУЭ и АСТУЭ, позволяющие вести непрерывный мониторинг эффективности потребления электроэнергии различным оборудованием.
Структура потребления электроэнергии нефте-
газодобывающим предприятием приведена на рисунке 1. Самым энергоемким технологическим процессом на всех НГДП является механизированная добыча нефти скважинными насосами - до 55... 62% от общего потребления электроэнергии [1]. Среди нефтедобывающих скважин основным способом эксплуатации является использование электроцентробежных насосов (ЭЦН). Свыше 54% всего фонда скважин в РФ эксплуатируется ЭЦН, при этом из этих скважин извлекается около 75% всей добываемой нефти [2]. Поэтому оптимизация технологических процессов механизированной добычи нефти при помощи ЭЦН может дать значительный эффект энергосбережения для предприятия в целом.
Рис. 1. Структура потребления электроэнергии различными технологическими процессами на НГДП
При планировании потребления электроэнер- Как видно из рисунка 2, потребляемая уста-
гии предприятием, а также для оценки эффектив- новкой ЭЦН мощность складывается из полезной
ности ее использования необходимо провести ана- мощности РПМ, расходуемой насосом на подъем лиз потребления электроприводами скважинных скважинной жидкости, а также потерь во всех эле-
насосов. Для этого нужно иметь методику расче- ментах установки: в насосе ЛРЦН, в предвключенном та потребления электроэнергии в зависимости от устройстве АРПУ в протекторе АРПр, в погружном установленного оборудования и технологических электродвигателе ЛРПЭд, в кабельной линии ЛРКЛ, в
параметров скважины. трансформаторе АРТр, в станции управления АРСУ а
Структура потерь электроэнергии в узлах уста- также в сетевом АРСФ и входном АРВф фильтрах при
новки ЭЦН приведена на рисунке 2. их наличии:
Р = Р +АР +АР +АР +АР +АР +АР +АР +АР +АР
цн
пэд
(1)
Первые пять слагаемых в выражении (1) образуют мощность, потребляемую двигателем:
арпэд = Рпм+АРцн+АРпу+АРпр+АРпэд. (2)
Полезная мощность РПМ, расходуемая насосом на подъем скважинной жидкости, зависит от очень многих факторов: подачи насоса, плотности жидкости, динамического уровня, буферного и затрубно-
давления насыщения, газосодержания и других [3]. Поэтому точность расчета полезной мощности будет определяться полнотой имеющихся данных о параметрах скважины и режимах работы оборудования.
Потери мощности в насосе АРЦН определяются его коэффициентом полезного действия (КПД). При го давлений, гидравлического сопротивления НКТ, этом КПД центробежного насоса меняется в зави-
38 — Электротехнические и информационные комплексы и системы. № 3 т. 9, 2013
Потери мощности
Рис. 2. Структура потерь мощности в установке ЭЦН
симости от производительности, достигая максимума в номинальном режиме. Поэтому для определения КПД ЭЦН при данной производительности необходимо использовать характеристику насоса.
Потери мощности в таких элементах, как пред-включенные устройства ЛРПУ, протектор ЛРПР, станция управления ЛРСУ, сетевой ЛРСФ и входной ЛРВф фильтры, берутся из заводской документации. При ее отсутствии могут быть взяты типовые значения исходя из установленной мощности.
Потери в двигателе ЛР также определяют-
ся его КПД, который изменяется в зависимости от загрузки. Значение КПД двигателя при данной загрузке находится по рабочим характеристикам двигателя.
Потери мощности в кабеле ЛРКЛ составляют значительную часть в общем энергопотреблении установки ЭЦН. Потери мощности в кабельной линии пропорциональны квадрату тока [4]:
дп 1,732 • р-Ь^ + аО-20)]-I2 ...
где р - удельное сопротивление материала кабеля, Ом-м (для медир = 0,0195-10-60м-м); а - температурный коэффициент расширения меди (для меди а = 0,0041); Lкaб - длина кабеля, м; ^ - средняя температура кабеля, оС; I - рабочий ток, А; F - площадь поперечного сечения жилы, м2.
Потери мощности в двухобмоточном трансформаторе складываются из потерь в стали и меди:
/ \2
ДР^ = ДРХ + АРт = АРХ + ДРК , (4)
Ч"ном у
где АРХ - потери холостого хода, приведенные в паспортных данных, Вт; АРМД - потери в меди, Вт;
АРК - потери короткого замыкания, приведенные в паспортных данных, Вт; - мощность нагрузки трансформатора, ВА; 5НОМ - номинальная полная мощность трансформатора, ВА.
Результаты расчета потерь мощности в элементах установки ЭЦН с использованием формул (1), (2), (3) и (4) для скважины № 1608 приведены в таблице 1. На рисунке 3 приведена диаграмма, показывающая процентное распределение потерь мощности между элементами установки. Следует отметить, что в данной конфигурации скважины отсутствуют предвключенные устройства и фильтры.
Таблица 1
Потери мощности по элементам установки ЭЦН для скважины № 1608
Элемент, в котором происходят потери мощности Обозначение Значение
квт %
Полезная мощность Р пм 4,77 22,7
Потери в насосе арцн 9,90 47,0
Мощность протектора арпр 0,40 1,9
Потери в двигателе арпэд 2,60 12,3
Потери в кабельной линии аркл 1,36 6,5
Потери в трансформаторе артр 1,58 7,5
Потери в станции управления арсу 0,44 2,1
Общее энергопотребление установки !Р 21,05 100,0
Потери в насосе
Рис. 3. Диаграмма потерь мощности по элементам установки ЭЦН для скважины № 1608
Как видно из диаграммы на рисунке 3, полезная мощность, которая расходуется непосредственно на подъем скважинной жидкости, составляет лишь 22,7% от общего энергопотребления установки ЭЦН. При этом потери в центробежном насосе
(47% от общего потребления) более чем в два раза превосходят полезную мощность. Это обусловлено относительно низким КПД центробежного насоса при данной подаче - 32%. Также значительную часть в энергопотреблении установки составля-
40
Электротехнические и информационные комплексы и системы. № 3 т. 9, 2013
ют потери в двигателе (12,3%), в кабельной линии (6,4%) и в трансформаторе (7,5%). Мощность, потребляемую протектором, и потери в станции управления можно считать незначительными (1,9 и 2,0% соответственно).
Приведенное распределение потерь мощности для скважины № 1608 можно считать типичным для скважин, эксплуатируемых установками ЭЦН. Высокие затраты электроэнергии на механизированную добычу углеводородного сырья заставляют нефтедобывающие предприятия искать пути оптимизации энергопотребления. Основными направлениями совершенствования установок ЭЦН являются внедрение частотно-регулируемого привода, использование блоков погружной телеметрии, а также замена асинхронных электродвигателей на вентильные. Блоки погружной телеметрии передают на поверхность информацию о технологических параметрах на забое скважины, что позволяет подобрать оптимальный режим эксплуатации для каждой конкретной скважины. Вентильные электродвигатели имеют КПД на 6...8% выше, чем асинхронные [5], что, соответственно, снижает потери в двигателе, потребляемые мощность и ток. Благодаря снижению тока также сокращаются и остальные потери: в кабеле, трансформаторе и станции управления.
Существенным фактором оптимизации режимов работы установок ЭЦН является использование интеллектуальных станций управления с контроллерами, управляющими работой электроприводов [6, 7].
Таким образом, могут быть сделаны следующие выводы:
1. Скважинная механизированная добыча нефти является самым энергоемким технологическим процессом на НГДП, а следовательно обладает наибольшим потенциалом для внедрения оптимизационных энергосберегающих мероприятий.
2. Среди способов механизированной добычи нефти наиболее актуальным для оптимизации энергопотребления является использование ЭЦН, так как этим способом эксплуатируется большая часть фонда скважин РФ (свыше 54%), которые
дают до 75% всей добываемой нефти.
3. При работе установки ЭЦН полезная мощность, расходуемая на подъем скважинной жидкости, составляет лишь 20.. .25% от общего потребления, тогда как потери в центробежном насосе могут достигать 47% и выше. Значительные потери мощности также имеют место в двигателе (12%), кабельной линии (6%) и трансформаторе (7%).
4. Снижение потребляемой двигателем мощности уменьшает потери в последующих элементах установки: кабеле, трансформаторе, станции управления из-за снижения тока.
Список литературы
1. Ивановский В.Н. Энергетика добычи нефти: основные направления оптимизации энергопотребления [Текст] / В.Н. Ивановский // Инженерная практика. - 2011. - № 6. - С. 18-26.
2. Маркетинговое исследование рынка установок штанговых глубинных насосов (УШГН). Аналитический отчет. Research.Techart. 2010 [Электронный ресурс]. - URL: http://www.techart.ru/files/ research/walking-beam-pumping-unit.pdf.
3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов [Текст] / И.Т. Мищенко.
- М.: ФГУП «Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.
4. Ивановский В.Н. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти [Текст] / В.Н. Ивановский, С.С. Пекин, А.А.Сабиров. - М.: ГУП «Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 256 с.
5. Сайт ООО «РИТЭК-ИТЦ» [Электронный ресурс]. - URL: http://ritek-itc.ru/info/faq#20110125-20.
6. Искужин Р.В. Анализ и синтез алгоритмов управления нефтедобывающей скважины на базе электрического центробежного насоса [Текст] / И.Ф. Нугаев, Р.В. Искужин // Электротехнические и информационные комплексы и системы. - 2013.
- т. 9.- № 1. - С. 18-20.
7. Нугаев И.Ф. Динамическая модель нефтедобывающей скважины на базе УЭЦН как объекта управления [Текст] / И.Ф. Нугаев, Р.В. Искужин // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 5. - С. 31-46.
