научная статья по теме Коэффициент полезного действия электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин Геофизика

Текст научной статьи на тему «Коэффициент полезного действия электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин»

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

УДК 622.276.53.001.24 © Коллектив авторов, 2012

Коэффициент полезного действия электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин1

A.В. Лекомцев,

B.А. Мордвинов, к.т.н., В.В. Поплыгин, к.т.н., И.Н. Пономарева, к.т.н, (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Адрес для связи:: alex.lekomtsev@mail.ru

Ключевые слова: добывающая скважина, коэффициент полезного действия, электроцентробежный насос.

Efficiency of electric submersible pumps at extraction of the gas-liquid blends from wells

A.V Lekomtsev, V.A. Mordvinov, V.V Poplygin, I.N. Ponomareva (Perm National Research Polytechnic University, RF, Perm)

E-mail: : alex.lekomtsev@mail.ru

Key words: producing well, efficiency factor, electrical submersible pump.

The paper presents the results of field research of wells equipped with submersible centrifugal pumps. The influence of free gas on the efficiency of pumping systems is evaluated on the example of the production wells of the Sibirskoye, Unvinskoye and Shershnevskoye fields (Perm region). The article notes that the increase of the input gas content results in a significant reduction in the efficiency of the pump, worsening its efficiency. The given waveforms relative reflect the characteristics of the pumps work at the gas-liquid mixtures in well conditions and confirm the main results of known laboratory research.

Одним из основных факторов, определяющих условия работы электроцентробежного насоса (ЭЦН), является наличие свободного газа в откачиваемой жидкости. В данной статье на примере добывающих скважин Сибирского, Уньвинского и Шершневского месторождений (Пермский край), эксплуатируемых с применением ЭЦН, оценивается влияние свободного газа на коэффициент полезного действия (к.п.д.) насосных установок. Для анализа выбраны скважины с установками ЭЦН5-30, имеющими номинальный напор от 1600 до 2500 м и не оборудованными газосепараторами. Обводненность добываемой из скважин продукции не превышает 29 %.

Коэффициент полезного действия установки определяли по формуле

_ЛЦН2ЭЦН

Чуэцн - м >

потрЭЦН

где 6эцН - подача насоса (дебит); рЭЦН=рвык-рпр - развиваемое насосом давление; рвык, рпр - давление соответственно на выкиде

и у приема насоса ДвдотрЭЦН = Л'затр - ЛЛсУ - ^б -% - потребляемая насосом мощность; Я5атр - мощность, затрачиваемая при работе установки ЭЦН; А^СУ, А^каб, Мэд - потери мощности соответственно в станции управления, погружном кабеле и погружном электродвигателе (ПЭД).

Часть рассматриваемых скважин оснащена глубинными приборами (под насосом) для измерения давления у приема насоса, для остальных - рпр рассчитывали по формуле, приведенной в работе [1]. Для оценки плотности газожидкостной смеси (ГЖС) в затрубном пространстве использованы результаты обработки промысловых исследований [2]. Потребляемую мощность определяли по токовым показаниям контроллера станции управления. При определении АЛ^ коэффициент по-

лезного действия (кп.д.) станций управления принят равным 98 %. С учетом вида нагрузочных характеристик ПЭД (рис. 1) и относительной подачи насосов кпд. электродвигателей принят равным 82 %. Потери мощности в кабеле рассчитывали по известным зависимостям [3].

Давление на выкиде насоса рвык рассчитывали по методике Поэтманна-Карпентера. Если рвык < рнас (рнас - давления насыщения нефти газом), для дальнейших расчетов давление на выкиде насоса определяли как среднее между значениями, рассчитанными по методике Поэтмана - Карпентера и зависимостям Крылова [4]. В последнем случае для газожидкостного подъемника выше насоса рвык рассчитывали как минимальное давление фонтанирования. Эффективный газовый фактор определяли с учетом сепарации газа у приема насоса. При рвык>рнас для расчетов давления на выкиде насоса использовалась методика Поэтмана - Карпентера.

Затраченная (полная) мощность насосной установки определялась по данным инструментальных измерений электрических параметров работы насосной установки (рабочих токов I и линейного напряжения U) на контроллере станции управления Лзатр=IU сшр (cos ф - коэффициент активной мощности).

Результаты расчетов кпд насосов приведены на рис. 1. При от-ШСИКЖИЖ подаче (йфакт/еном)>1 (йфакт бном - соответственно фактическая и номинальная подача) коэффициент полезного действия в среднем выше, чем при более низкой производительности. Такая же тенденция наблюдается на зависимости относительных величин кпд. Пфакт/Ппасп (Пфакт Ппасп - соответственно фактический и паспортный по рабочей характеристике кпд) от относительной подачи насоса (рис. 2). Из рис. 2 видно, что увеличение входного газосодержания приводит к существенному снижению эффективности работы насоса, уменьшению его кпд Полученные формы кршых Лфакт/Лпасп=/(йфаКт/бном) ОТраЖШГ

1 Работа выполнена при проведении исследований в рамках реализации ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009 - 2013 гг.

132 10'2012

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

45 40

* 35

К

| 30

о

"'S 25

• е 20

о

= 15 ф

§ «о

I T

t § в 8 ' >

n: V ^ i

л* £ > i

9 i

< 1

0,25 0,5 0,75

1

1,25 1,5

1,75

2,25

Относительная подача насоса

Входное газосодержание |Звх при работе ЭЦН определялось по полученным значениям рпр и фактическим кривым разгазирования нефти с учетом сепарации. На рис. 3 приведена зависимость относительной подачи насосов от входного газосодержания. Для скважин с относительной подачей (бфакг/бном) >1 среднее значение |3ВХ составило 10,6 %, при (бфжг/бном) <1 - 18,5 С увеличением давления рпр входное газосодержание уменьшается, к.п.д. насосов увеличивается (рис. 4).

В результате исследования также установлено, что с увеличением развиваемого насосом напора к.п.д. повышается, при этом его абсолютные значения и темп роста существен-

Рис. 1. Коэффициент полезного действия насосов ЭЦН5-30 при их но зависят от входного газосодержания. эксплуатации в исследуемых скважинах

'факт 1.2 ^пасп

0,8 0,6 0,4 0,2 0

fc*»: < О .

□ 10-16 О >15 О <>

f 0 о

/""Ni О H4^ n

У V V Q U "

0,5

1,5

Рис. 2. Зависимость относительного к.п.д. от относительной подачи насосов и входного газосодержания

2

1,6 1,4

1,2 1 0,8 0,6 0.4 0,2 0

О

§ О

°0 о 0

0® оЦо: * 0

0 00 о 0°

%

0° о

о

20

25

Pw>

Рис. 3. Зависимость относительной производительности от входного газосодержания

Рис. 4. Зависимость относительного к.п.д. насоса от входного газосодержания

особенности работы насосов на ГЖС в скважинных условиях и подтверждаются результатами лабораторных исследований [5]. С повышением расхода откачиваемой жидкости негативное влияние свободного газа на к.п.д. насоса снижается [6].

Выводы

1. Коэффициент полезного действия ЭЦН при откачке газожидкостных смесей из скважин зависит от входного газосодержания, развиваемых насосами напора и подачи.

2. Рост входного газосодержания приводит к существенному снижению эффективности работы насоса, снижая его к.п.д.

Полученные формы кривых Пфакт/Ппасп^Шфакт^ном) отРажают особенности эксплуатация насосов на газожидкостных смесях в скважинных условиях и подтверждают основные результаты известных лабораторных исследований.

Список литературы

1. Лекомцев А.В., Мордвинов В.А. К оценке забойных давлений при эксплуатации скважин электроцентробежными насосами // Научные исследования и инновации. - 2011. - Т. 5. -№4. - С. 29-32.

2. Лекомцев А.В., Мордвинов В.А., Турбаков М.С. Оценка забойных давлений в добывающих скважинах Шершневского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 10. - С. 30-31.

3. Скважинные насосные установки для добычи нефти/ В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, A.A. Сабиров [и др.] - М.: Нефть и газ, 2002. - 824 с.

4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М.: Нефть и газ, 2007. - 826 с.

5. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложнённых условиях: Учебное пособие. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 312 с.

6. Лекомцев А.В., Мордвинов В.А., Турбаков М.С. Характеристики электроцентробежных насосов ЭЦН5-80 при работе в обводненной скважине // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 4. -С. 114-116.

References

1. Lekomtsev A.V, Mordvinov VA., Nauchnye issledovaniya i innovatsii, 2011, V. 5, no. 4, pp. 29-32.

2. Lekomtsev A.V, Mordvinov VA., Turbakov M.S., Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, 2011, no. 10, pp. 30-31.

3. Ivanovskiy VN., Darishchev VI., Sabirov A.A., Kashtanov B.C., Pekin S.S., Skvazhinnye nasosnye ustanovki dlya dobychi nefti (Borehole pumps for oil production), Moscow: Neft' i gaz Publ., 2002, 824 p.

4. Mishchenko I.T., Skvazhinnaya dobycha nefti (Oil production), Moscow: Neft' i gaz Publ. 2007, 826 p.

5. Drozdov A.N., Tekhnologiya i tekhnika dobychi nefti pogruzhnymi nasosami v oslozhnennykh usloviyakh (Technology and engineering oil extraction with submersible pumps under complicated conditions), Moscow: MAKS Press Publ., 2008, 312 p.

6. Lekomtsev A.V, Mordvinov VA., Turbakov M.S., Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, 2011, no. 4, pp. 114-116.

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

10'2012 133

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком