автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Повышение эффективности работы УЭЦН на нефтепромыслах ОАО "Сургутнефтегаз" за счет применения частотного регулирования вентильного двигателя

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Физические предпосылки к использованию в УЭЦН привода с изменяющейся частотой вращения в диапазоне (2000-10000) об./мин.

1.2 Установка ЦУНАР-100

1.3 Задачи, решение которых обеспечит промышленную эксплуатацию УЭЦН с изменяющейся частотным диапазоном (2000-10000) об./мин

1.3.1 Методика определения режимов работы системы "скважина-насос погружной центробежной установки"—

1.3.2 Экспериментальное подтверждение обоснованности выбора основных конструкционных материалов и обеспечение нормального теплового режима работы вентильного двигателя

1.3.3 Разработка алгоритмов, позволяющих реализовать возможности установки ЦУНУР-100 по автоматической адаптации к изменяющимся параметрам скважины—

1.4 Выводы по главе 1 и постановка задач исследований—

ГЛАВА 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ ПОГРУЖНОГО НАСОСА УСТАНОВКИ ЦУНАР-100—

2.1 Установка для определения гидравлических характеристик насоса и методика проведения испытаний—

2.2 Гидравлические характеристики погружного насоса установки ЦУНАР-100

2.3 Программа расчета гидродинамических параметров скважины

2.4 Определение режимов работы насоса

2.5 Сравнение с промысловыми данными

2.6 Об эффективности использования погружного насоса с частотным регулированием

2.7 Выводы по главе 2

ГЛАВА 3. РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРНОГО ПОЛЯ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ И ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ

Выводы по главе 3

ГЛАВА 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ УСТАНОВОК ЦУНАР-100

4.1 Анализ достигнутого уровня работы УЭЦН

4.2 Основные технические параметры ЦУНАР- 100

4.3 Методология расчета на износ сопряжений трущихся деталей элементов погружного агрегата ЦУНАР-100

4.3.1. Анализ применяемых материалов

4.3.2 Расчетный ресурс трибосопряжений

4.3.3.Эффективность работы выбранных трибосопряжений при эксплуатации установок

4.4 Основные результаты работы ЦУНАР 100-01МА в ОАО «Сургутнефтегаз»

4.5 Экономическая эффективность

4. 6. Рынок сбыта погружных насосных установок ЦУНАР- 100

Выводы по главе 4

ГЛАВА 5. АЛГОРИТМЫ АДАПТАЦИИ УСТАНОВКИ ЦУНАР-100 К ИЗМЕНЯЮЩИМСЯ ПАРАМЕТРАМ

СКВАЖИНЫ

Выводы по главе 5

ВЫВОДЫ

Значительное количество нефти, добываемой в России, поднимается на поверхность земли с использованием ЭЦН. Большая доля добычи приходится на районы со сложными климатическими условиями [65].

Отдаленность от производителей нефтепромыслового оборудования влечет за собой повышенные затраты на доставку и хранение погружных установок. В свете сказанного выше задача снижения массогабаритных характеристик ЭЦН является актуальной. Кроме того, уменьшение размеров' облегчит использование ЭЦН в скважинах со сложной геометрией.

Эксплуатация глубоких скважин требует увеличения напора, развиваемого погружными насосами и, следовательно, повышения их мощности . При ограничененом диаметре эксплуатационных колонн такое повышение можно осуществить за счет увеличения частоты вращения вала насоса.

Эффективное использование ЭЦН требует согласования параметров системы скважина-погружная установка. В основном, это обусловлено тем, что существующий тип установок имеет достаточно небольшую рабочую зону характеристики. Диапазон рабочих параметров ограничивается не только конструкцией рабочих колес, но и требованиями по охлаждению погружного электродвигателя и, так называемой, "плоской части " кабельной линии. Все сказанное выше приводит к тому, что, зачастую, установки ЭЦН вынуждены работать в критических точках напорно-расходной характеристики или вообще вне рабочей зоны характеристики. Например, в тех случаях, когда дебит нефтяной скважины находится в граничных значениях подачи различных типоразмеров и насос работает в правой зоне напорно-расходной характеристики (большие подачи, низкие напоры) имеет место повышенный износ малых опорных шайб.

В процессе эксплуатации ЭЦН возможен "технологический" выход из зоны рабочих параметров характеристики. Наиболее распространенная ситуация -освоение скважин после глушения. В данном случае ЭЦН работает в нехарактерном для данной скважины режиме. Причем в зависимости от применяемой технологии глушения, коллекторных свойств пласта и состояния призабойной зоны период освоения может продолжаться достаточно длительное время- от одного-двух дней до полутора недель. Естественно, в таких условиях сильно повышается вероятность отказа установки.

В свете сказанного выше, безусловно актуальной является задача синхронизации параметров системы "скважина-насос". Представляется перспективным осуществление такой синхронизации путем изменения частоты вращения вала насоса (частотное регулирование).

Решения вышеперечисленных задач можно осуществить путем, использования в качестве привода погружных установок вентильного двигателя переменного тока. Это, в свою очередь, требует решения следующих задач:

- создание расчетно-экспериментальной методики, которая, как элементы, включает программу расчета гидродинамических параметров скважины и программу определения режимов работы погружного насоса, основанную на полученных в опытах характеристиках погружной установки ;

- определение технических возможностей реализации широкого диапазона частот вращения вала погружной установки (прочностные и тепловые аспекты);

В настоящее время одним из основных критериев является экономическая целесообразнеость. Другими словами, только наличие возможности технической реализации не может быть решающим аргументом при решении вопроса о перспективности погружной установки. ,

Решению перечисленных выше задач и посвящена настоящая работа.

выводы

1.Проведены стендовые и промышленные испытания установки ЦУНАР-100 и получены рабочие характеристики высокооборотного центробежного насоса в широких пределах частот вращения (3000-10000) об./мин.

2. Разработана методика определения режимов работы погружного насоса с частотным регулированием и на ее основе создана расчетная программа. Работоспособность методики подтверждена хорошим (как качественным так и количественным) совпадением результатов расчетов и опытно-промышленных данных.

3. В рамках разработанной методики проведен численный эксперимент по выявлению влияния характеристик скважины на режимы работы погружного насоса с частотным регулированием и без него. Показано что, например, при изменении коэффициента продуктивности скважины наличие частотного регулирования позволяет избежать срыва подача насоса и значительно увеличить добычу нефти.

4. Разработана методика расчета температурного поля элементов электродвигателя и дополнительной системы охлаждения. Найдены оптимальные параметры теплообменника электродвигателя погружной установки ЦУНАР-100.

5. Установлено, что наличие в статоре канавок с охлаждающей жидкостью снижает негативное влияние на интенсивность теплообмена технологического зазора между статором и корпусом электродвигателя.

6. Определены скорости износа и расчетный ресурс основных элементов высокооборотного центробежного насоса установки ЦУНАР-100, изготовленных из предложенных конструкционных материалов.

7. Определена экономическая эффективность от внедрения разработанных методик и программ эксплуатации установок ЦУНАР-100, которая обеспечивает срок окупаемости инвестиций 8 месяцев при гарантийном сроке работы оборудования 12 месяцев.

8. Разработаны и реализованы различные алгоритмы адаптации установки ЦУНАР-100 к изменяющимся параметрам скважины, которые легли в основу соответствующих программ управления.

1.Амерканов И.М. Расчетный метод определения параметров пластовой нефти. Труды ТатНИИ, вып. 14, 1970.

2. Аналитический журнал "Нефтегазовая вертикаль",февраль 2002.

3. Асылгаев А.Н. Влияние газа на работу погружного центробежного электронасоса. Нефтяное хозяйство, №4, 1973.

4. Ахматов А.С. Молекулярная физика граничного трения. М.:Физматгиз, 1963. 472 с.

5. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974.

6. Бажайкин С.Г. Исследование характеристик и модернизация насосных агрегатов нефтяных промыслов. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, Уфа, 2000.

7. Б.Бажайкин С.Г. Влияние свободного газа на кинематику потока жидкости в каналах центробежного насоса // труды института ВНИИСПТнефть. Сборник, подготовка и транспорт нефти и воды. Уфа-1977.-Вып 19.-е. 12123.

8. Баканов М.И., Шеремет А.Д. Теория экономического анализа.- М.: ИНФРА-М, 1996.

9. Ю.Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжин В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. Недра, 1984.

10. П.Беренс В., Хавранек П. Руководство по оценке эффективности инвестиций,-Москва: 1995.

11. Ю.В. Богатин, В.А. Швандар. Оценка эффективности бизнеса и инвестиций.- М.: Финансы, 2001.

12. Ю.В. Богатин, В.А. Швандар. Производство прибыли.- М.: Финансы, ЮНИТИ, 1998.

13. Н.Богданов А.А. Напорная характеристика погружного центробежного насоса при работе на вязких жидкостях. Нефтепромысловое дело, 12, 1972.

14. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968.

15. Боровских Б.И., Ершов Н.С.,Овсянников Б.В., Петров В.И.,Чебаевский В.Ф., Шапиро А.С. Высокооборотные лопастные насосы. Москва, "Машиностроение", 1975

16. Буяновский A.M. Торцевые уплотнения центробежных нефтяных насосов. Труды семинара «Конструирование и эксплуатация торцовых уплотнений центробежных нефтяных насосов», ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, ХМ-4, «Насосостроение и промышленная арматура», М. 1968, 15 с.

17. Боуден Ф.П., Тейбор Д. Трение и смазка. М.: Машиностроение, 1960. 151с.

18. Вахитов М.Ф. О работе узлов погружного центробежного электронасоса в обводненных скважинах. Нефтепромысловое дело, 6, 1972.

19. Воскресенский В.А., Дьяков В.И. Расчет и проектирование опор скольжения (жидкостная смазка). Справочник. М.: Машиностроение, 1980, 224 с.

20. Газеев М.Х., Смирнов А.П., Хрычев А.Н., Показатели эффективности инвестиций в условиях рынка.- Москва: 1993.

21. Гаркунов Д.Н. Триботехника. М.: Машиностроение, 1989,328 с.23 .Голубев А.И. Торцовые уплотнения вращающихся валов. М., «Машиностроение», 1974,212 с.

22. ГОСТ 6134-71. Насосы динамические. Методы испытаний: Взамен ГОСТ 6134-58.-Введ. 01.07.73. Переизд. Ноябрь 1978 с изм. №1.-56с. УДК, 621.65.001.4:006.354 Группа Г89 СССР.

23. Грабовский A.M., Иванов К.Ф., Пущенко Я.В. О связи коэффициента быстроходности с основными параметрами центробежного насоса при регулировании впуском воздуха // Известия вузов. Энергетика.-1970.-№11.

24. Грабовский A.M., Иванов К.Ф., Пущенко Я.В. Определение основных параметров центробежных насосов при регулировании подачи впуском воздуха// Известия вузов. Энергетика.-1971.-№12.

25. В.И.Грайфер Роль инновационных технологий на современном этапе// Бурение и нефть.-2002. №11.

26. Грон В.Г., Мищенко И.Т. Определение забойного давления в добывающих скважинах, оборудованных установками погружного центробежного насоса. М.: ГАНГ, 1973.

27. Девять ступеней. Монография фирмы "Сентрилифт"

28. Делайте Дж., Гио М., Ритмюллер М. Теплообмен и гидродинамика в атомной и тепловой энергетике. Москва, ""Энергоатомиздат",1984

29. Дроздов А.Н. Влияние числа диспергирующих ступеней на характеристику погружного центробежного насоса.-Нефтепромысловое дело, 1982,№5, с.19-21.

30. Дроздов А.Н. Исследование работы погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси.-М.: ГАНГ им И.М. Губкина, 1994.-29 с.

31. Дроздов А.Н.,Демьянова Л.А. Стенд для испытания гидравлических машин, применяемых в нефтяной промышленности.- Нефтепромысловое дело, 1996, №3 , с. 22-27.

32. Ду Юймин. Разработка методики оптимизации установок ЭЦН на примере добывающих скважин месторождения Датчин (КНР). Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, 1998.

33. Еникеев Г.Г., Бажайкин С.Г. Проектирование лопастных насосов / Учебное пособие. -УАИ , 1988.-С.81.

34. Experiments and universal growth relations for vapor bubbles with vicrjlayers / T.G. Theofanous, T.G. Bohrer, M.C. Chang et al.// J. Heat Transfer. 1978. Vol.100. N1

35. Журнал "Нефть Росши", 1998, №2, стр.62.

36. Журнал "Нефть Росии", 1999, №6, стр.40.

37. Журнал "Нефегазовое хозяйство", бюллетень цен, 2001, №1.

38. Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатации насосного оборудования для добычи нефти в осложненных условиях из мало и среднедебитных скважин. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, Москва, 1999.

39. Игревский В.И. Исследование влияния газовой фазы на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей из скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, 1977.

40. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача. М.: Энергия, 1975.

41. Кезь А.Н. Ростэ З.А. Изучение закономерностей работы центробежной электроустановки УЭЦН 6-160-750. Нефтяное хозяйство, 7, 1968.

42. Кнышенко Г.Н. Результаты экспериментального исследования насоса ЭЦН-130-1200 на Арланском месторождении. Нефтепромысловое дело, 3, 1971.

43. Коднир Д.С. Контактная гидродинамика смазки деталей машин. М.: Машиностроение, 1976, 303 с.

44. Лабунцов Д.А. Физические основы энергетики. Избранные труды по теплообмену, гидродинамике, термодинамике. Москва, МЭИ, 2000

45. Лабунцов Д.А., Яго в В.В.Механика двухфазных систем. Москва, МЭИ, 2000

46. Лимитовский М.А. Основы оценки инвестиционных и финансовых решений.- М.: Инжиниринго-консалтинговая, компания "ДеКА" 1996.

47. Липсиц И.В., Косов В.В. Инвестиционный проект: Методы подготовки и анализа.-М.: БЭК, 1996.

48. Lockhart R.W.,Martinelli R.C. Proposed Correlation of Datafor Isotermal Tho-Phase Tho-Component Flow in Pipes.-Chem.Engng.Progr.,1949,v.45,p.39

49. Лопастные насосы. Справочник под редакцией В.А. Зимицкого и В.А. Умова . Ленинград, "Машиностроение", 1986

50. Ляпков П. Д., Павленко В.П. Учебное пособие по дисциплине "Технология и техника добычи нефти". Москва, Московский институт нефти и газа им. Губкина, 1988

51. Ляпков П.Д. Способ пересчета характеристик ПЦН с воды на эмульсию. Нефтяное хозяйство, 5, 1979.

52. Ляпков П.Д. Подбор установки установки погружного центробежного насоса к скважине.М.: МИНГ, 1987.

53. Ляпков П.Д., Игревский В.И. и Дроздов А.Н. Влияние давления у входа в погружной центробежный насос на его характеристику при работе на смеси вода- ПАВ-газ. Нефтепромысловое дело, 6, 1982.

54. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу ступеней погружных центробежных насосов // Труды института/ ВНИИ.-1959- Вып 22.

55. Ляпков П.Д. О формах течения водовоздушных смесей в каналах рабочих органов центробежного насоса // Химическое и нефтяное машиностроение.-1968. №10.

56. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М.: Недра, 1976.

57. Мамуна В.Н., Требин Г.Ф., Ульяновских Б.В. Экспериментальное исследование пластовых нефтей. М., ГосИНТИ, 1960.

58. Матвеев С.Н. Резервы повышения дебита насосных скважин на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" // Нефтепромысловое дело.-2002. №4.s

59. Международный транслятор. Установки погружных центробежных насосов под научной редакцией В.Ю. Алекперова и В.Я. Кершенбаума, Москва, 1999.

60. Михеев A.M. Теплопередача и тепловое моделирование.- М.: Изд-во АН СССР,, 1959.

61. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольский Г.И. Сборник задач по технологии и технике добычи нефти. Учебное пособие, М.: Недра 1984.

62. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1989.

63. Murakami М., Suehiro Н., Jsaji Т., Kajita J. Flow of Entrained Air in Centrifugal Pumps. 13th Congr. Intern. Assoc. Hydraul Res.,Kyoto, 1969, Proc. Vol 2, pp 71-79

64. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования.- М.: Информэлектро, 1994.

65. Муравьев И.М. Мищенко И.Т. Статистический анализ работы установок погружных электронасосв в нефтяных скважинах.-М.: МИНГ, 1981

66. Муравьев И.М., Кнышенко Г.Н., Мищенко И.Т., Кашалов P.P. Результаты сследования работы погружного центробежного электронасоса ЭЦН-5-130-600 в обводненной скважине. Нефтяное хозяйство, №2, 1969.

67. Муравьев И.М., Мищенко И.Т. Насосная эксплуатация скважин за рубежом. М.: Недра, 1967.

68. Муравьев И.М. Мищенко И.Т. Эксплуатация погружных центробежных насосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях. М.: Недра, 1969.71 .Насосное оборудование для добычи нефти. Научно-технический сборник №3 ОКБ БНЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, М.: 1990

69. Основы трибологии (трение, износ, смазка ): Учебник для технических вузов. М.: Машиностроение, 2001, 664 с.73 .Б.С. Петухов, Л.Г. Генин, С.А. Ковалев. Теплообмен в ядерных энергетических установках.-М.: Энергоатомиздат, 1986.

70. Позняк Э.Л. Виброустойчивые подшипники скольжения Вестник машиностроения, 1965, №10, с 29-34.

71. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. Учебное пособие. -М.: МИНГ, 1982.

72. Репин Н.Н., Девликамов В.В., Юсупов О.М., Дьячук А.И. Технология механизированной добычи нефти. М.: Недра, 1976.

73. Chisholm D.A., Theoretical Basis For the Lockhart-Martinelli Correlation for Tho-PhaseFlow,Int.,J.Heat Mass Transfer, vol. 10,pp. 1767-1778,1967.

74. Руднев С.С. Пособие по гидромашинам // Труды института / ВНИИГипромаш.-1970- Вып 40.-С. 3-16.

75. Руднев С.С. Основы теории лопастных решеток. Учебное пособие. М.: издательство МВТУ, 1978.

76. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под редакцией Ш.К. Гиматудинова. .Москва,"Недра", 1983

77. Сорокин Г.М. Трибология сталей и сплавов.- М.: Недра, 2000.

78. Суханов Д.Я. Работа лопастных насосов на вязких жидкостях. Москва, "Машгиз",1952

79. Таблицы физических величин. Справочник. Под редакцией академика И.К. Кикоина. М., Атомиздат.1976, 1008 с.)

80. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. Москва, "Мир", 1972. 85.Чугаев P.P. Гидравлика. Ленинград, "Энергия", 1975.

81. Черемисинов Е.М., Матвеев С.Н., Оводков О.А. Частотные режимы работы системы "скважина-насос" установки ЦУНАР-100 // Бурение и нефть.-2002. -№11.

82. Четыркин Е.М. Методы финансовых и коммерческих расчетов.- М.: Дело, 1992.

83. Шапиро В.Д. и др. Управление проектами.- Спб.: 1996.

84. Штоф Н.Д. Расчет свойств пластовых нефтей. Гипровостокнефть, 1974. 92.Эйгенсон А.С. и др. Расчет плотности и вязкости пластовой нефти по данным поверхностной дегазации. Геология нефти и газа.№ 11, 1989.