CC BY
23
Китабов А. Н. Kitabov Л. N.
кандидат технических наук, главный специалист отдела новых технологий добычи нефти и газа, ООО «РН-БашНИПИнефть», г. Уфа, Российская Федерация
Абуталипов У. М. Лbutalipov и. М.
кандидат технических наук, начальник отдела новых технологий добычи нефти и газа, ООО «РН-БашНИПИнефть», г. Уфа, Российская Федерация
Л
ЙШ
Шарипов А. И. Sharipov Л. I.
специалист отдела новых технологий добычи нефти и газа, ООО «РН-БашНИПИнефть», г. Уфа, Российская Федерация
УДК 621.311
Хакимьянов М. И. Khakimyanov М. I.
доктор технических наук, доцент, заведующий кафедрой «Электротехника и электрооборудование предприятий», ФГБОУВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа, Российская Федерация
DOI: 10.17122/1999-5458-2020-16-4-5-17
ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШТАНГОВОЙ СКВАЖИННОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ
Практически все крупные нефтедобывающие предприятия разработали свои методики для определения затрат электроэнергии установками для добычи нефти. Однако в большинстве случаев результаты расчетов сильно расходятся с реальным энергопотреблением установок. Большие значения ошибок обусловлены погрешностями измерений параметров, используемых при расчетах. На основе принципа действия штанговой скважинной насосной установки с приводом от станка-качалки представлена структурная схема передачи энергии, в которой отражены все ключевые узлы и элементы, являющиеся потребителями электроэнергии. В статье приводится обзор некоторых обобщенных методик расчета энергопотребления штанговыми скважинными насосными установками, а также основные выражения для поэлементного расчета энергопотребления установкой, который предпочти- 5
Электротехнические и информационные комплексы и системы. № 4, т. 16, 2020
тельнее с точки зрения точности при расчете единичных скважин. Также в статье приводится перечень измеряемых параметров, участвующих в оценке энергопотребления и являющихся основными источниками погрешности при расчетах. На основе параметров, влияющих на точность расчета энергопотребления, проведена оценка величины погрешности расчета полезной мощности и общего потребления электроэнергии установкой с учетом частных погрешностей их составляющих. Приведен сравнительный анализ результатов расчета погрешности для группы скважин с различными технологическими и геологическими параметрами. Показано, что минимальная относительная погрешность определения общего энергопотребления штанговой скважинной насосной установкой может достигать 20 %, даже при использовании поэлементного расчета потребления электроэнергии в каждом узле установки.
Ключевые слова: скважинный насос, электропривод, удельное энергопотребление, полезная мощность, потребляемая мощность, дисбаланс, погрешность, класс точности, потребление мощности.
ESTIMATION OF ERROR IN DETERMINING ELECTRIC POWER CONSUMPTION DURING THE OPERATION OF ROD PUMPING UNIT
Almost all large oil producing enterprises have developed their own methods for determining the cost of electricity for oil production installations. However, in most cases, the calculation results strongly differ from the real energy consumption of the installations. Large values of errors are due to the measurement errors used in the calculations, the initial data. Based on the principle of operation of a sucker rod pumping unit driven by a pumping unit, a structural diagram of energy transfer is presented, which reflects all key nodes and elements that are consumers of electricity. The article provides an overview of some generalized methods for calculating the energy consumption of sucker rod pumping units, as well as the basic expressions for the element-wise calculation of the energy consumption of the installation, which is more preferable in terms of accuracy when calculating single wells. Also the article contains a list of measured parameters that participate in the assessment of energy consumption and are the main sources of error in the calculations. On the basis of the parameters affecting the accuracy of calculating energy consumption, an estimate was made of the error in calculating the useful power and the total consumption of electricity by the installation, taking into account the partial errors of their components. A comparative analysis of the results of calculating the error for a group of wells with different technological and geological parameters is presented. It is shown that the minimum relative error in determining the total energy consumption of a sucker rod pumping unit can reach 20 %, even when using the element-wise calculation of electricity consumption in each unit of the unit.
Key words: borehole pump, electric drive, specific energy consumption, useful power, power consumption, imbalance, error, accuracy class, power consumption.
Введение
В связи с постоянно изменяющимися в широких пределах ценами на нефть в настоящее время для нефтедобывающих организаций стали особенно актуальными задачи оптимизации как капитальных, так и операционных затрат на добычу нефти. Существенный вклад в себестоимость процесса добычи углеводородного сырья вносят затраты на энергопотребление нефтедобывающими установками, поэтому вопросы прогнозирования и оптимизации удельного энер-
гопотребления становятся особенно актуальными [1].
Структура запасов России все больше смещается в сторону трудноизвлекаемых, для которых характерно наличие одновременно нескольких осложняющих факторов: образование солеотложений, механические примеси, образование высоковязких эмульсий, образование парафиновых отложений и т.д. Эксплуатация таких скважин связана с повышенными значениями энергопотребления на единицу добытой продукции, поскольку
помимо непосредственно насосной установки для поддержания процесса добычи необходимо и вспомогательное оборудование (системы подогрева скважинной продукции, системы дозирования реагентов и т.д.) [2].
С целью прогнозирования интегрального уровня энергопотребления при добыче нефти, а также для организации планирования различных оптимизационных мероприятий многие нефтяные компании стали разрабатывать методики оценки или расчета энергопотребления нефтедобывающего оборудования по различным способам добычи нефти [3, 4].
Среди массово распространенных методов добычи нефти наибольшую сложность при оценке уровня энергопотребления представляют штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) с приводом от станка-качалки. Указанная сложность в процессе оценки и расчета энергопотребления связана со многими факторами и, в первую очередь, с наличием большего числа элементов оборудования, чем в случае бесштанговых спосо-
бов добычи, что способствует естественному снижению уровня точности и достоверности (увеличивается погрешность расчета) результатов расчета и оценки энергопотребления.
Наличие обоснованных сведений об уровне ошибки при расчетах энергопотребления позволит более адекватно оценивать и прогнозировать уровень энергопотребления как отдельных нефтедобывающих скважин, так и кустов, и месторождений в целом. Это позволит специалистам по энергетике повысить точность прогнозирования потребления электроэнергии, а экономистам — более точно рассчитывать себестоимость добываемой продукции.
Поэтому задача комплексной оценки погрешности результатов расчета энергопотребления является очень важной и актуальной в настоящее время.
Существующие методики определения энергопотребления установки ШСН
Комплекс оборудования скважины, эксплуатируемой ШСНУ с приводом от станка-качалки, представлен на рисунке 1, и состоит
Рисунок 1. Схема наземного и погружного оборудования ШСНУ с приводом от станка-качалки
из наземной и погружной частей. К наземной части относится оборудование для преобразования электрической энергии в возвратно-поступательное движение полированного штока. Электроэнергия подводится к приводному электродвигателю (ЭД) 1, затем механическая энергия передается на ременную передачу 2 и далее редуктору 3. От выходного вала редуктора энергия вращательного движения передается на кривошип 4 и противовес 5 с грузами 6, предназначенными для балансировки ШСНУ Далее энергия от кривошипа передается на шатун 7 и далее на балансир 8, к головке которого 9 прикреплена канатная подвеска 10. Возвратно-поступательное движение полированного штока 11, проходящего через сальниковый узел 12, передает энергию подземному оборудованию скважины. Подземное оборудование состоит из эксплуатационной колонны 13, насосно-компрессорных труб 14, по которым поднимается продукция, колонны насосных штанг 15 для передачи движения плунжерному насосу 19. Плунжерный насос состоит из цилиндра 16, приемного 20 и нагнетательного 17 клапанов.
На основе принципа действия и компоновки можно представить процесс потребления электроэнергии в виде схемы, представленной на рисунке 2. На данной схеме представлены основные технологические элементы ШСНУ с приводом от станка-качалки, в которых происходит потребление энергии на подъем скважинной жидкости:
— штанговый глубинный насос;
— плунжерная пара;
— клапаны;
— штанговая колонна;
— станок-качалка;
— редуктор;
— ременная передача;
— электродвигатель;
— станция управления.
Основываясь на схеме, представленной на
рисунке 2, можно сделать вывод о том, что любая методика для оценки энергопотребления ШСНУ с приводом от станка-качалки должна включать в себя кроме составляющей полезной работы, необходимой для поднятия продукции скважины, зависящую от геоло-
Рисунок 2. Структурная схема передачи энергии в ШСНУ с приводом от станка-качалки
гических и технологических параметров, также и потери во всех элементах насосной установки. При определении энергопотребления первоначально находят значения мощности, при этом используется несколько подходов.
Так, в работе [5] предлагается использовать упрощенные эмпирические формулы Азинмаш, Б.М. Плюща и В.О. Саркисяна. По формуле, предложенной Б.М. Плющом и В.О. Саркисяном [6], эффективная механическая мощность, потребляемая установкой ШСН от ЭД, находится по формуле: N1
Р - N(K ,k2FxS\
(1)
где N — частота качаний, с-1;
К1 — коэффициент, характеризующий тип станка-качалки;
К2 — коэффициент, характеризующий режим откачки и диаметр насоса; £ — длина хода штока, м; Fж — гидростатическая нагрузка (вес жидкости), Н;
цп — к.п.д., учитывающий потери в редукторе и ременной передаче.
Тогда удельное энергопотребление будет
находиться следующим образом:
„ (2)
уд- q > (2)
где ^ — время работы, ч;
Q — объем добытой за время I продукции, м3. Согласно формуле «Азинмаш» [7], эффективная мощность ЭД составляет:
Рэ =0,25-К,-Ка-тг-П^.4-я-р^^-М+Р,, (3)
где РЭ — эффективная мощность ЭД, Вт;
К0 — относительный коэффициент кривой вращающего момента на валу ЭД, равный отношению фактического коэффициента формы к коэффициенту формы для синусоиды, равному 1,11;
Ка — поправочный коэффициент, зависящий от отношения истинного пробега плунжера к длине хода устьевого штока (учитывающий влияние деформации штанг и труб); Dпл — диаметр плунжера, м; Lн — высота подвеса насоса, м; ^ - длина хода штока, м; рсж — плотность скважинной жидкости, кг/м3;
g — ускорение свободного падения, g = 9,8 м/с2;
N — частота качаний, с-1; Р0 — постоянные потери в СК, не зависящие от нагрузки (потери «холостого хода»), Вт.
В этом случае удельное энергопотребление составит:
■ (4)
емой мощности (всех элементов установки в отдельности) с использованием точных формул, что позволяет наиболее полно учитывать условия работы установки (например вязкость, плотность и обводненность откачиваемой жидкости, траекторию ствола скважины, трение в подшипниках и зубчатых передачах редуктора и т.д.).
Потребляемая мощность установки в целом складывается из полезной мощности Рплз и полных потерь установки ШСН АР •
р = р + АР
± потреб ± плз шсну •
(5)
гг = --—.
Следует отметить, что по формулам (2) и (4) результаты расчетов энергопотребления являются приближенными, и расчеты по ним могут иметь значительную погрешность. Это связано, в первую очередь, с отсутствием в указанных формулах учета уровня потерь в каждом элементе установки в соответствии с его параметрами. Данные формулы позволяют получить приемлемый уровень достоверности результатов расчета только применительно к группе (не менее 50) скважин.
Другой подход заключается в нахождении всех составляющих баланса потребля-
Полные потери установки ШСН складываются из потерь во всех узлах:
АРшсну = АРр.п. + АР(ред.) + АРЧзв + АРсусг + АРП.Ч., (6)
где АРрп. — потери в ременной передаче, Вт;
АРред. — потери в редукторе, Вт;
АРчзв — потери в четырехзвеннике, Вт;
АРсусг — потери в сальнике устьевом, Вт;
АРпч. — потери в подземной части, Вт.
Стоит отметить, что потери в подземной части складываются из нескольких составляющих: потери в штанговой колонне (потери на механическое и гидродинамическое трение) и потери в насосе (потери в нагнетательном клапане и потери на трение плунжера о стенки цилиндра).
Оценка погрешности энергопотребления установки ШСН
Результаты вычислений энергопотребления отдельных элементов установки ШСН в значительной степени определяются корректностью и полнотой исходных данных, в частности допустимыми погрешностями их измерения [8].
Можно выделить следующие измеряемые параметры, которые являются исходными данными для выполнения расчетов по представленному алгоритму:
1) длина хода штока;
2) частота качаний балансира;
3) статический и динамический уровни жидкости;
4) устьевое и затрубное давления;
5) вес столба поднимаемой жидкости (при определении его по динамограмме);
6) коэффициент неуравновешенности (определяемый по ваттметрограмме, токо-грамме, либо получаемое сразу числовое значение с контроллера станции управления);
7) плотность водонефтегазовой смеси, динамическая вязкость, объемный коэффи-
циент откачиваемой жидкости, обводненность жидкости.
Измерение всех перечисленных выше параметров производится измерительными приборами с нормируемыми границами погрешностей. В таблице 1 приводятся максимально допустимые погрешности измерения исходных параметров.
Таблица 1. Допустимые погрешности измерения исходных параметров для определения энергопотребления установки ШСН
Параметр Обозначение погрешности Допустимая погрешность, %
Длина хода штока А^Ллз 5,0
Частота качаний балансира An 5,0
Динамический уровень жидкости в скважине H 5,0
Устьевое давление Ару 1,5
Затрубное давление Арзат 1,5
Плотность жидкости Арж 0,25
В соответствии с [9], полезная мощность, обеспечивающая фактический дебит, определяется по выражению:
р реал = р . е • п • (р „н + Р - V ) (7)
х плз х пл '-'плз \Иж ё^ж Уу ,Рзат/5 V /
где рпл — площадь плунжера, м2;
еплз — полезная часть длины хода, м; п — частота качаний, с-1; рж — плотность жидкости, кг/м3; „ — ускорение свободного падения, м/с2; Нж — динамический уровень, м; ру — устьевое давление, Па; рзат — затрубное давление, Па. Поскольку значение полезной мощности определяется по известной функциональной зависимости (7), то для определения ее погрешности необходимо использовать правила вычисления погрешностей при косвенных измерениях. Поэтому погрешность полезной мощности (результат косвенного измерения) зависит от погрешностей прямых измерений (динамический уровень, устьевое и затрубное давления), а также от степени соответствия между заданными и фактическими значениями длины хода штока и числа качаний. В данной статье принимается, что насосное оборудование является новым, и поскольку плунжер насоса изготавливается с
высокой точностью, поэтому в дальнейшем погрешность вычисления полезной мощности вследствие несоответствия фактического диаметра плунжера приведенному в паспорте на оборудование учитываться не будет. С учетом указанного допущения общий вид выражения для определения абсолютной погрешности измерения полезной мощности:
I dS„
Ai,
f dP%r ^ dit
An
V^aJ2-
¿Рж J
( jppe™
jppem
p
dpy
I dp,
(8)
Aft
где Мплз — абсолютная погрешность полезной части длины хода, м;
Ап — абсолютная погрешность частоты качаний, с-1;
Арж — абсолютная погрешность определения плотности жидкости, кг/м3;
АНж — абсолютная погрешность измерения динамического уровня, м;
Ару — абсолютная погрешность измерения устьевого давления, Па;
Арзат — абсолютная погрешность измерения затрубного давления, Па.
Найдем все частные производные, входящие в выражение (8):
0.Р,
,реал
<15п.
= ^пл ' П ■ (Ржё^ж + Ру - Рзат);
ЛР,
реал
йп
Рпп ' "^плз ' (Рж&^ж "I" Ру Рзат) 5
йР,
-Л22- = р .С • П - Р • Н ' хпл ^плз 11 6 "Ж!
(9)
, реал
<ШЖ
^пл " ^плз " ^ " Рж " §5
йР,
,реал
¿Ру
сгр.
= р -я ■ п-
2пл ^плз "•>
(реал
= —Р ■ ? ■ П
'пл "плз
"■Рзат
Далее необходимо определить выражения для абсолютных погрешностей, входящих в выражение (8). Для инструментально измеряемых величин абсолютная погрешность может быть найдена исходя из класса точности и предела измерения прибора. Таким образом, абсолютные погрешности измерения динамического уровня, устьевого и затрубного давления могут определены по следующим выражениям:
АНЖ = ±НЖ
Дру = ** юо '
_ _1_ Урзат'Рзат
(10)
АРзат = ±
100
хода штока может изменяться не более чем на 5 % от заданного значения, поэтому выражение для определения абсолютной погрешности длины хода штока можно записать:
Д^Лт ^Лт ^ ¿Я
(11)
где ¿Яплз — относительная погрешность длины хода штока, м.
Плотность жидкости (рж) определяется в лабораторных условиях. Современные лабораторные комплексы способны определять плотность жидкости с высокой точностью, при этом погрешность в большинстве случаев не превышает 0,25 %. Таким образом, выражение для определения абсолютной погрешности определения плотности жидкости можно записать:
Арж = Рж • 5р
(12)
Остальные значения абсолютных погрешностей, входящих в выражение (8), не связаны с процессом измерения, поэтому их определение аналогично формулам (10) невозможно.
Рассмотрим каждый параметр в отдельности. Длина хода штока (£плз) определяется положением шатуна на противовесе (рисунок 1), причем шатун может быть зафиксирован только в определенных положениях, согласно документации на конкретный станок-качалку. Кроме того, длина хода штока зависит от всей геометрии станка-качалки. Было установлено, что с учетом погрешностей изготовления оборудования, а также его износа в процессе эксплуатации длина
где ¿рж — относительная погрешность плотности жидкости, кг/ м3.
Частота или число качаний (п) определяется скоростью вращения электродвигателя, а также параметрами ременной передачи. На соответствие фактического значения числа качаний заданному влияет наличие проскальзывания в ременной передаче. Исходя из имеющегося опыта, изменение числа качаний вследствие проскальзывания ременной передачи не превышает 5 %, поэтому выражение для определения абсолютной погрешности числа качаний можно записать в виде:
Ап = п • ¿п
(13)
где ёп — относительная погрешность частоты качаний, с-1.
Исходя из проведенных вычислений частных производных (9), а также абсолютных погрешностей (10), (11), (12), (13), выражение для определения абсолютной погрешности полезной мощности, затрачиваемой на подъем жидкости, можно записать в виде:
АРПРЛГ = J(F„„ ■ n ■ (p.MgH.M + py - рзат) ■ Snjl3 ■ öSnjl3)2 +
... + (Fjjjj ' ^плз ■ (Ржё^ж +Py- Рзат) шПш0п) +
"I" (^пл " ^плз ' П- ' § ' нж " рж " 5рж) +
... + С^пл " ^плз " п ' Рж ' ё ' Нж 1 <5НЖ)2 +
I f с" .С . . Ypy ' ру\2 f 17 • С . Г7 , Урзат ' V^ 2 • ' I МЫ °ПЛЗ 11 л лп I ' I М1Л °плз
о
100
100
(14)
— Fnjl-n- 5ПЛЗ ■ J ((ржёНж + Ру — Рзат) ■ ^плз) +
+ ((РжёНж + ру - рзат) ■ 5П) +
+ (g - - Рж " ^рж) + (Рж ■ ё ■ ■ <^нж)2 +
Уру " Ру\ /Урзат " Рзат\
100
j •
Исходя из имеющегося выражения для определения абсолютной погрешности полезной затрачиваемой мощности (14), найдем относительную погрешность этой мощности:
. ы£Г >1
Й<Г = 7Р55Г =
плз
((Рж^ж + Ру - Рзат) ■ ^плз)
р еЯж + р — р
г- жо Ж Г-у г зат
+ ((ржёНж + Ру - Рзат) ■ ¿>п) +
(15)
■ ^ж 1 Рж ■ ^рж) ' + (Рж ■ g ■ #ж ■ ¿нж)2 +
(Ypy ' Ру \ /Урзат ' Рзат\
Л loo J "Ч юо J
Электротехнические комплексы и системы
Из формулы (15) видно, что величина относительной погрешности определения полезной затрачиваемой мощности на подъем жидкости не зависит от числа качаний, длины хода штока и площади плунжера, однако зависит от точности этих параметров, поскольку в выражении содержатся относительные погрешности определения этих параметров. Также из этого выражения следует, что точность расчета полезной мощности зависит от:
— относительной погрешности величины числа качаний;
— относительной погрешности длины хода штока;
— плотности жидкости и погрешности ее оценки;
— затрубного давления и класса точности манометра, установленного на затрубное пространство;
— устьевого давления и класса точности манометра, установленного на устье скважины;
— динамического уровня и класса точности прибора, с помощью которого производится его определение.
Для оценки диапазона погрешности расчета потребляемой мощности проведем оценку для 10 произвольных скважин с различными технологическими и геологическими параметрами. В таблице 2 представлены результаты расчетов относительных погрешностей полезной мощности.
Таблица 2. Результаты расчетов относительных погрешностей полезной мощности
Номер скважины Расчетная полезная мощность, кВт Относительная погрешность, %
1 2,14 7,96
2 0,80 8,14
3 3,02 7,63
4 1,99 8,00
5 0,97 8,07
6 1,58 7,75
7 1,78 9,83
8 3,48 8,27
9 2,51 8,36
10 1,76 8,01
Из таблицы 2 видно, что погрешность аналитического определения полезной мощности, затрачиваемой на подъем жидкости, лежит в пределах от 7,75 % до 9,83 %.
Погрешность определения общего потребления электроэнергии установки
Полезная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости, является базовой величиной для дальнейших расчетов энергопотребления установки.
Для получения суммарных затрат на энергопотребление установки необходимо учесть потери, вносимые оборудованием станка-качалки, штанговой колонной и электродвигателем, а также степенью дисбаланса станка-качалки. Таким образом, формулу для общей потребляемой мощности можно записать в виде:
рреал р _ плз МЮЛН „ 5
17эд-17ск"17пч
(16)
где пЭд — к.п.д. электродвигателя;
ПСК — к.п.д. станка качалки;
Ппч — к.п.д. подземной части.
Стоит отметить, что к.п.д. подземной части включает в себя потери на трение штанговой колонны о НКТ и жидкость, а также в насосном оборудовании, а к.п.д. электродвигателя содержит в себе паспортные потери при номинальной нагрузке, потери вследствие несоответствия нагрузки номинальной, а также потери вследствие цикличности нагрузки на двигатель при работе станка-качалки. Учитывая, что все указанные составляющие к.п.д. являются расчетными, а точность расчетов зависит от
качества исходных данных, то погрешность Найдем все частные производные, входя-определения общего значения к.п.д. может щие в выражение (17): изменятся в широком диапазоне.
Рассмотрим аналитически формулу для расчета полной мощности и вычислим относительную погрешность ее определения аналогично тому, как выполнялись расчеты для полезной мощности:
'dPT
полн _ дрреал
ирреал V" плз
л)
(17)
(^^ПОЛН А \
+
(dPm
V dï] пч
' Д»7пч)
dP„,
, рреал игплз Уэд 1 Vck " *7пч '
dP "•' полн рреал 'плз
di7ЭД 2 ' *7эд ' ^ск ' ^пч
dP "•' полн рреал 'плз
dVcK 2 ' Vck ' Уэд ' Vm
dP "•'полн рреал "плз
dy ПЧ 2 1 ^пч 1 Узд ' Vck
(18)
Подставив полученные частные производные в выражение (17), получим после преобразований:
Д Р =
"'полн
*7эд 1 Vck ' Vm у
/„реал /рреал ч^ /рреал ч^
(19)
Учитывая, что отношение абсолютной погрешности к истинному значению является относительной погрешностью, то есть:
^7ЭД —
Чэд
3 (20) "иск „ ' 4 '
Лек х -Аг,пч
°Т]ПЧ — ■
Лпч
С учетом выражений (20) формула для определения абсолютной погрешности определения полной мощности примет вид (21):
АР =
"'полн
-__/ГдрР^Ч^ ^ (21)
■ 77 N ^ плз J ^ плз ^ плз °7]ск) + у плз °Т7ПЧ J ■ v 7
*7эд 1 Vck ' Vm
Выражение для определения относительной погрешности полной мощности можно представить в виде:
3Р = (22)
'ПОЛН р у 7
1 пппн
Подставим выражения (21) и (16) в выражение (22):
- ■ I(Арреалу + (рреал ■8 V + Грреал -5 У + Ореал ■ 5
у]^ плз У ^ V ПЛЗ "г/эр,) ^ \ плз "г/ск) ^ V плз 0реал
р _ ^ЭД ' ^СК ' ^ПЧ_
полн — „реал
-плз--(23)
*7эд ■ Лек ■ ^пч 1 ;
Как видно из выражения (23), для получения общей относительной погрешности вычисления потребляемой мощности необходимо геометрически сложить относительные погрешности определения полезной мощности и всех составляющих к.п.д.
Для оценки общей относительной погрешности определения потребляемой мощности проведен расчет для перечня скважин при различных значениях погрешностей определения к.п.д. (таблица 3). Также в таблице 3 представлены значения измеренной потре-
Таблица 3. Результаты расчетов относительных погрешностей потребляемой мощности
Номер скважины Расчетная потребляемая мощность, кВт Измеренная потребляемая мощность, кВт Погрешность расчетной потребляемой мощности относительно измеренной, % Расчетная относительная погрешность мощности при различных погрешностях к.п.д., %
1 % 5 % 10 %
1 5,89 5,58 5,61 8,14 11,76 19,06
2 3,27 2,10 55,80 8,32 11,88 19,14
3 11,28 9,90 13,96 7,82 11,54 18,93
4 5,79 5,60 3,44 8,18 11,79 19,08
5 4,07 3,69 10,31 8,25 11,83 19,11
6 4,95 4,90 1,13 7,94 11,62 18,98
7 5,56 5,49 1,38 9,98 13,10 19,92
8 6,71 7,20 6,67 8,45 11,98 19,20
9 8,91 9,06 1,63 8,54 12,04 19,23
10 4,75 5,05 5,91 8,19 11,79 19,08
бляемой мощности, которые получены на основе энергопотребления (с помощью индивидуальных приборов учета) и режима работы скважины, а также значения расчетной потребляемой мощности, которая получена на основе комплексного учета всех конструктивных параметров установленного оборудования и технологических параметров скважин.
По значениям расчетной относительной погрешности потребляемой мощности можно сделать вывод, что наибольший вклад в общее значение погрешности вносит погрешность определения полезной мощности (до 9,83 %). Увеличение суммарной погрешности при различных точностях опре-
деления к.п.д. узлов установки варьируется от 3 % до 10 %. Поэтому большую роль в точности определения энергетических затрат занимает именно корректное и достоверное определение к.п.д. составляющих установки.
Сравнение полученных расчетных погрешностей потребляемой мощности и погрешностей относительно замера позволяет сделать вывод, что практически во всех случаях погрешность расчета энергопотребления связана с точностью измерения или определения технологических параметров работы установки.
Таким образом, погрешность определения энергопотребления установки ШСН может
- 15
достигать значения 20 %. Более высокие значения ошибки при верификации могут наблюдаться при некорректных либо неполных исходных данных, а также в случаях, если погрешности средств измерения превышают допустимые значения.
Выводы
1. Расчетное определение затрат электроэнергии на скважинную механизированную добычу нефти сейчас является достаточно актуальной задачей, так как позволяет нефтедобывающим предприятиям оценить энергетическую эффективность эксплуатации фонда скважин, определить скважины с повышенным потреблением электроэнергии и произвести оптимизацию их режимов эксплуатации.
2. Определение энергопотребления электроприводов скважинных ШСН может производиться как по упрощенным моделям,
Список литературы
1. Хакимьянов М.И. Управление электроприводами скважинных насосных установок. М.: Инфра-Инженерия, 2017. 138 с.
2. Конесев С.Г., Хакимьянов М.И., Хлюпни П.А., Кондратьев Э.Ю. Современные технологии добычи высоковязких нефтей // Электротехнические системы и комплексы. 2013. № 21. С. 301-307.
3. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Дарищев В.И., Камалетдинов Р.С. К вопросу об энергетических показателях в добыче нефти // Территория Нефтегаз. 2011. № 12. С. 26-29.
4. Хакимьянов М.И. Удельный расход электроэнергии при механизированной добыче нефти штанговыми глубиннонасос-ными установками // Вестник УГАТУ. 2014. Т. 18, № 1(62). С. 124-130.
5. Тимашев Э.О., Халфин Р.С., Волков М.Г. Статистический анализ наработок на отказ и коэффициентов подачи сква-жинного насосного оборудования в диапазонах параметров эксплуатации скважины // Нефтяное хозяйство. 2020. № 2. С. 46-49.
6. Блантер С.Г., Суд И.И. Электрооборудование нефтяной и газовой промышленности. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1980. 478 с.
таким как формулы «Азинмаш», Б.М. Плюща и В.О. Саркисяна, так и по точным моделям с расчетом потерь во всех элементах насосной установки. Выбор того или иного подхода определяется объемом имеющихся исходных данных и решаемой задачи, и сильно различается количеством проводимых вычислений.
3. Расчетное значение энергопотребления установки зависит от нескольких десятков параметров и, соответственно, от погрешностей их измерения. Этим объясняется достаточно высокое значение максимального значения суммарной погрешности — до 20 %.
4. Практически во всех случаях погрешность расчета энергопотребления связана с точностью измерения или определения технологических параметров работы установки.
7. Андриасов Р.С., Мищенко И.Т., Петров А.И. и др. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983, 455 с.
8. Хакимьянов М.И., Хусаинов Ф.Ф., Шафиков И.Н. Зависимость энергопотребления штанговых глубинных насосов от технологических параметров скважин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2015. № 1. С. 533-563. URL: http:// ogbus.ru/issues/1_2015/ogbus_1_2015_p533-563_KhakimyanovMI_ru_en.pdf.
9. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов. М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И М. Губкина, 2003. 816 с.
References
1. Khakim'yanov M.I. Upravlenie elektro-privodami skvazhinnykh nasosnykh ustanovok [Control of Electric Drives of Borehole Pumping Units]. Moscow, Infra-Inzheneriya Publ., 2017. 138 p. [in Russian].
2. Konesev S.G., Khakim'yanov M.I., Khlyupni P. A., Kondrat'ev E.Yu. Sovremennye tekhnologii dobychi vysokovyazkikh neftei [Modern Technologies for the Extraction of
High-Viscosity Oils]. Elektrotekhnicheskie sis-temy i kompleksy — Electrotechnical Systems and Complexes, 2013, No. 21, pp. 301-307. [in Russian].
3. Ivanovskii V.N., Sabirov A.A., Darishchev V.I., Kamaletdinov R.S. K voprosu ob energeticheskikh pokazatelyakh v dobyche nefti [To the Question of Energy Indicators in Oil Production]. Territoriya Neftegaz—Neftegaz Territory, 2011, No. 12, pp. 26-29. [in Russian].
4. Khakim'yanov M.I. Udel'nyi raskhod elektroenergii pri mekhanizirovannoi dobyche nefti shtangovymi glubinnonasosnymi ustanovkami [Specific Power Consumption during Mechanized Oil Production with Sucker Rod Pumping Units]. Vestnik UGATU- Vestnik USATU, 2014, Vol. 18, No. 1(62), pp. 124-130. [in Russian].
5. Timashev E.O., Khalfin R.S., Volkov M.G. Statisticheskii analiz narabotok na otkaz i koeffitsientov podachi skvazhinnogo nasosnogo oborudovaniya v diapazonakh para-metrov ekspluatatsii skvazhiny [Statistical Analysis of MTBFs and Flow Rates of Downhole Pumping Equipment in the Ranges of Well Operation Parameters]. Neftyanoe khozyaistvo — Oil Industry, 2020, No. 2, pp. 46-49. [in Russian].
6. Blanter S.G., Sud I.I. Elektro-oborudovanie neftyanoi i gazovoi promyshlen-nosti [Electrical Equipment for the Oil and Gas Industry]. 2-e izd., pererab. i dop. Moscow, Nedra Publ., 1980. 478 p. [in Russian].
7. Andriasov R.S., Mishchenko I.T., Petrov A.I. e.a. Spravochnoe rukovodstvo po proektirovaniyu i ekspluatatsii neftyanykh mestorozhdenii. Dobycha nefti [Reference Manual for the Design and Operation of Oil Fields. Oil Production]. Ed. by Sh.K. Gimatudinov. Moscow, Nedra Publ., 1983. 455 p. [in Russian].
8. Khakim'yanov M.I., Khusainov F.F., Shafikov I.N. Zavisimost' energopotrebleniya shtangovykh glubinnykh nasosov ot tekhnolog-icheskikh parametrov skvazhin [Dependence of Energy Consumption of Sucker Rod Pumps on Technological Parameters of Wells]. Elektronnyi nauchnyi zhurnal «Neftegazovoe delo» -Electronic Scientific Journal «Oil and Gas Business», 2015, No. 1, pp. 533-563. URL: http:// ogbus.ru/issues/1_2015/ogbus_1_2015_p533-563_KhakimyanovMI_ru_en.pdf. [in Russian].
9. Mishchenko I.T. Skvazhinnaya dobycha nefti: Uchebnoe posobie dlya vuzov [Downhole Oil Production: Textbook for Universities]. Moscow, Neft' i gaz Publ., RGU nefti i gaza im. I M. Gubkina, 2003. 816 p. [in Russian].
