Повышение эффективности эксплуатации УЭЦН с частотно-регулируемым приводом при повышенных скоростях вращения ротора установки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, кандидат технических наук Донской, Юрий Андреевич

• Донской, Юрий Андреевич
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Донской, Юрий Андреевич

Введение.

Глава 1 Анализ литературных источников и постановка задач исследования.

1.1. Обзор методов регулирования параметров УЭЦН.

1.2. Выводы о способах регулирования характеристики УЭЦН.

1.3. Обзор критериев, ограничивающих диапазон частот вращения.

1.4. Обзор критериев гидравлической части.

1.4.1. Перекачивание газированной жидкости.

1.4.1.1. Влияние изменения режимных параметров центробежного колеса на критическое газосодержание.

1.4.1.2. Влияние изменения геометрических параметров центробежного колеса на критическое содержание газа.

1.4.1.3. Влияние изменения скорости вращения колеса.

1.4.2. Осевая сила.

1.4.3. Изменение оптимальной рабочей области.

1.5. Выводы о влиянии гидравлических факторов.

1.6. Обзор методик проектирования ступени насоса.

1.7. Выводы о методах проектирования ступеней.

1.8. Выбор диапазона скоростей для исследования.

1.9. Выводы по первой главе.

1.10. Постановка задач исследования.

Глава 2 Теоретическая часть.

2.1. Система сил, действующая на частицу жидкости в проточной части колеса насоса.

2.2. Расчеты в программе SolidWorks, Flo Works.

2.2.1. Описание компьютерной модели.

2.2.2. Результаты программных расчётов.

2.3. Выводы из компьютерных расчетов.

Глава 3 Экспериментальная часть.

3.1. Технология изготовления ступеней.

3.2. Геометрия испытуемых ступеней.

3.3. Описание стенда.

3.4. Методика проведения испытаний.

3.4.1. Снимаемые в ходе испытаний параметры и приборы для их измерения.

3.4.2. Методика проведения испытаний и обработки результатов эксперимента.

3.4.3. Определение величин погрешностей экспериментальных данных.

3.4.4. Погрешность измерения частоты вращения вала насоса.

3.4.5. Погрешность измерения напора насоса.

3.4.6. Погрешность определения мощности на валу насоса.

3.4.7. Погрешность измерения подачи насоса.

3.4.8. Погрешность определения к.п.д. насоса.

3.5. Результаты натурных экспериментов.

3.5.1. Анализ результатов натурных экспериментов.

3.5.2. Сравнение результатов натурных и компьютерных экспериментов.

3.6. Методика проектирования ступени частотно-регулируемого погружного электроцентробежного насоса.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности эксплуатации УЭЦН с частотно-регулируемым приводом при повышенных скоростях вращения ротора установки»

Значительное количество нефти, добывается в России с использованием установок погружных электроприводных центробежных насосов (УЭЦН). При этом большая доля добычи приходится на районы со сложными климатическими условиями, и удалённые от производителей нефтепромыслового оборудования, что влечёт за собой повышенные затраты на доставку и хранение насосных установок.

Добыча нефти сопровождается осложнениями, параметры которых могут изменяться в широких пределах в течение достаточно короткого промежутка времени (сравнимого с межремонтным периодом УЭЦН). Это вызвано ухудшающейся в процессе добычи проницаемостью пород, изменением режимов отбора жидкости и закачки для поддержания пластового давления (ППД)', изменением обводнённости, плотности жидкости, газового фактора, вязкости жидкости и т.д. При достаточно больших межремонтных периодах работы насосной установки (300-900 суток) эти осложнения приходятся на период эксплуатации одной установки. Все эти параметры оказывают существенное влияние на режим работы системы скважина — насосная установка. Кроме того, существует значительное число различных осложнений, которые могут и не изменяться в процессе работы насосной установки, однако они также сильно влияют на её эксплуатацию. Наиболее часто встречающаяся проблема — это большое содержание нерастворённого (свободного) газа (большой газовый фактор) в жидкости на приёме насоса. Большой газовый фактор сопутствует эксплуатации УЭЦН как на ранних стадиях разработки, так и на завершающих. Кроме того форсированный отбор нефти, получающий всё большее распространение ведёт к высокому газосодержанию на приёме насоса. Однако, газ имеет двоякое влияние: с одной стороны отрицательное, с другой- положительное. Высокое входное газосодержание, приводит к существенному снижению развиваемого давления и подачи насосной установки. Нередки случаи, когда повышенное газосодержание на приёме насоса приводит к срыву подачи установки. Однако, актуальную задачу сокращения потребления электроэнергии можно решить при помощи использования полезной работы газа в насосно-компрессорных трубах (НКТ). То есть необходимо, чтобы как можно больше газа попадало в НКТ. Поэтому создание УЭЦН способного перекачивать газожидкостную смесь с высоким содержанием свободного газа является актуальной задачей.

Эффективное использование УЭЦН в течение его периода эксплуатации требует согласования параметров системы скважина-погружная установка. Однако этого не всегда удаётся добиться в связи с тем, что существующие установки имеют достаточно небольшую рабочую зону. Диапазон рабочих параметров ограничивается целым рядом разносторонних факторов.

В связи с этим, безусловно, актуальной является задача синхронизации параметров системы "скважина-насос", т.е. необходимость регулирования параметров (обычно расход и напор) насосной установки. Представляется перспективным осуществление такой синхронизации путем изменения частоты вращения вала насоса (частотное регулирование). За последние годы произошло существенное развитие оборудования, позволяющего задавать частоту вращения ротора-насосной установки'более 10000 об./мин. Разработка новых конструкций высокооборотных (т.е. выше 3000 об./мин.) УЭЦН является комплексной задачей, которая требует не только применения новых материалов, но и новых конструктивных схем, новой геометрии проточных каналов, новых конструкций электродвигателей и т.д.

Поэтому применение насосных установок способных адаптироваться к изменяющимся в широких пределах параметрам скважины и перекачивать при этом газожидкостные смеси с большим содержанием нерастворенного газа является актуальной задачей.

Учитывая изложенное выше, целью данной диссертации является повышение эффективности эксплуатации скважин УЭЦН с частотно-регулируемым электроприводом при повышенных частотах вращения.

Заключение диссертации по теме «Машины, агрегаты и процессы (по отраслям)», Донской, Юрий Андреевич

Основные результаты и выводы работы сводятся к следующему:

- классифицированы по принадлежности к механической, гидравлической, электрической областям факторы, которые являются ограничителями рабочей области насосной установки,

- на основе анализа гидравлических факторов установлено, что не существует причин, представляющих серьёзные ограничения рабочего диапазона. Существующие рамки рабочей области обосновываются факторами, не связанными непосредственно с гидродинамикой. Слева рабочая область ограничена следующими факторами: минимальный дебит жидкости необходимый для охлаждения электродвигателя и осевая сила, возникающая в насосе, а справа - режимом «всплытия» колёс. Всплытие колёс происходит из-за особенностей геометрии колеса, поэтому чисто к гидравлическим факторам его относить нельзя;

- проведены виртуальные (компьютерные) эксперименты, которые позволили смоделировать линии тока в ступени насоса. На основании рассчитанных картин линий токов жидкости установлено, что возникает не один межлопастной вихрь, а два. Предположено, что эти вихри способствуют скоплению газовой фазы за нерабочей поверхностью, лопаток. За счет этого происходит срыв подачи. На основании этого предложена конструкция колеса, позволяющая снизить влияние свободного газа;

- проведены натурные эксперименты, подтвердившие эффективность предложенных изменений. Удалось повысить срывное» содержание газа с 2,5% до 3,4% (при испытании на смеси вода-воздух) и при этом расширить область работы на газожидкостной смеси; исследовано влияние геометрических размеров предлагаемых дополнительных лопастей. Автором показано, что наиболее эффективным является установка дополнительных лопастей под прямым углом к радиусу колеса в количестве, которое в два раза меньше количества основных лопастей, при этом число основных лопастей должно быть чётным; дополнена методика существующего конструктивно-аналитического метода, разработанного в ОКБ БН «Коннас», представленного в работе П.Д. Ляпкова [51], расчета колес с предлагаемыми изменениями в геометрии.

Дальнейшее развитие УЭЦН с частотонорегулируемым приводом будет связано с совершенствованием: конструкций подшипниковых узлов, которые позволят снизить уровень вибрации, материалов, которые позволят снизить массу и инерцию ротора установки, повысить износостойкость, электрооборудования, в первую очередь коллекторных узлов электродвигателей или встроенных тахогенераторов, которые позволят подавать по кабелю постоянный ток и снизить тем самым активные потери приводящие к нагреву.

Заключение

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Донской, Юрий Андреевич, 2010 год

1. Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Макиенко Г.П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение. Энциклопедический справочник. Пермь: ООО «Пресс-Мастер», 2007, 645с.

2. Агеев Ш.Р., Ляпков П.Д. Влияние масштабного фактора на гидравлический коэффициент полезного действия центробежного насоса

3. Агеев Ш.Р., Карелина Н.И., Дружинин Е.Ю. Условия наибольших наработок погружных лопастных насосов для добычи нефти при повышенном газосодержании на входе — Бурение и нефть, 2004, №11 с.14-17.

4. Аксёнов Г.И. Работа погружных центробежных насосов на многокомпонентных смесях. Дисс. канд. техн. наук. - Тюмень, 1971. -116 с.

5. Алибеков Б.И., Листенгартен Л.Б., Пирвердян A.M. Подлив дегазированной жидкости для борьбы с вредным влиянием газа на работу погружного центробежного электронасоса — Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1963, №8, с.51-55.

6. Аринушкин Л.С., Абрамович Р.Б., Полиновский А.Ю. и др. Авиационные центробежные насосные агрегаты // Под ред. Г.М.132

7. Заславского. М.: Машиностроение. — 1967. — 256 с.

8. Алямовский А.А., Собачкин А.А., Одинцов Е.В., Харитонович А.И., Пономарёв Н.Б. SolidWorks 2007/2008. Компьютерное моделирование/- Спб.: БВХ-Петербург, 2008.- 1040с.

9. Бадеке К., Градевальд А., Хундт К.-Х. и др. Насосы: Справочное пособие / Под ред. В. Плетнера. М.: Машиностроение. - 1979. - 502 с.

10. Бажайкин С.Г., Володин В.Г. О причинах срыва подачи при работе центробежного насоса на газожидкостных смесях. Машины и нефтяное оборудование, 1976, №6, с.21 - 22.

11. Бажайкин С.Г. Исследование влияния свободного газа на работу центробежного насоса при перекачке газожидкостных смесей по промысловым трубопроводам. Дис. канд. техн. наук. - Уфа, 1979. -160 с.

12. Богданов А.А. Погружный центробежные электронасосы для добычи нефти. Недра, 1968. - 270 с.

13. Брилл Дж.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. -Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. 384 с.

14. Васильев Б.А., Грецов Н.А. Гидравлические машины. М.: Агропромиздат. - 1988. - 272 с.

15. Вербицкий B.C. Результаты промышленного внедрения технологии «Тандем» на Лугинецком месторождении-// Нефтепромысловое дело -2003 г., №9, с. 19.

16. Вербицкий B.C., Дроздов А.Н., Деньгаев А.В. и др. Промысловые исследования насосно-эжекторных систем «Тандем» в ОАО «Юганскнефтегаз» //Нефтяное хозяйство 2005 г., №2, с.96-99.

17. Голубев А.И. Лабиринтно-винтовые насосы и уплотнения для агрессивных сред. М.: Машиностроение. -1981.-112 с.

18. ГОСТ 17398-72. Насосы. Термины и определения.

19. Гринштейн Н.Е. Центробежные насосы с открытыми рабочими колесами для эксплуатации нефтяных скважин. Дис. . канд. техн. наук.-М., 1965.- 155 с.

20. Дарищев В.И., Ивановский Н.Ф., Ивановский В.Н. и др. Комплекс работ по исследованию и снижению самопроизвольных расчленений (PC-отказов) скважинных насосных установок/ М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 84 с.

21. Домбровский В. В., Зайчик В. М. Асинхронные машины. Теория, расчет, элементы проектирования / Л. : Энергоатомиздат, 1990. - 368 с.

22. Донской Ю.А. «Один из критериев определения верхнего предела частоты вращения ротора ЭЦН»: Территория нефтегаз, №8, 2007г., с. 68-70.

23. Донскойi Ю.А., Дарищев А.Ю. «К вопросу об изменении технологических параметров скважины и регулировании работы погружных насосов»: Нефтепромысловое дело, №2, 2008г., с. 47-50.

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

25. Дроздов А. Н. Исследование работы погружного центробежного134насоса при откачке газожидкостной смеси. М.: ГАНГ им. И. М. Губкина, 1994. - 29 с.

26. Дроздов А.Н. Влияние свободного газа на характеристики погружных насосов. Нефтяное хозяйство, 2003, № 1, с. 66-70.

27. Дроздов А.Н., Ляпков П.Д., Игревский В.И. Зависимость степени влияния газовой фазы на работу погружного центробежного насоса от пенистости жидкости. Нефтепромысловое дело, 1982, №10, с.16 - 18.

28. Зайцев Ю. В., Балакиров Ю. А. Добыча нефти и газа. М.:Недра, 1981.-384 с.

29. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., и др. Оборудование для добычи нефти и газа М., ГУЛ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002, ч.1,2. - 768 с.

30. Ивановский В.Н., Сазонов Ю.А., Сабиров А.А., Соколов Н.Н., Донской Ю.А. «О некоторых перспективных путях развития УЭЦН»: Территория нефтегаз, №5, 2008г., с. 61-63.

31. Игревский Л.В., Макаров Е.М. Экспериментальные исследования влияния свободного газа на характеристики многоступенчатых погружных центробежных и центробежно-вихревых насосов. -Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа, №3, 2002, с. 35-42.

32. К анализу рабочих характеристик центробежных погружных насосов для малодебитных скважин. О.М. Перельман, И.П. Трясцын, Д.Ю. Мельников и др. Нефтепромысловое дело, 1999, №2.

33. Карелин В.Я. Кавитационные явления в центробежных и осевых насосах. Издание второе переработанное и дополненное. — М.: Машиностроение. 1975. - 335с.

34. Каталог продукции ЗАО «Новомет-Пермь»: ЗАО «Новомет», Пермь, 2009г.

35. Каталог продукции ОАО «Алнас»: ОАО «Алнас», Альметьевск, 2009г.

36. Киселев И.И., Герман A.JL, Лебедев Л.М., Васильев В.В. Крупные осевые и центробежные насосы: Справочное пособие. — М.: Машиностроение. 1977. - 184 с.

37. Кривченко Г.И. Гидравлические машины: Турбины и насосы. М.: Энергоатомиздат. - 1983. - 320 с.

38. Кузьмичёв Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин и перспективы развития нефтедобывающего оборудования: -Территория нефтегаз, 2005г., №6 с.

39. Кучкин А.Г., Кузнецов Е.В. Методика Расчёта осевых сил в центробежных насосах: Электронный журнал «Исследовано в России» http://zhumal.ape.relarn.ru/articles/2004/142.pdf, с. 1549-1558.

40. Ломакин. А.А. «Центробежные и осевые насосы». Л., «Машиностроение», 1966г.- 365с.44. «Лопастные насосы». Под ред. Л.П. Грянко, А.П. Папира. Л., «Машиностроение» 1975г.- 432с.

41. Ляпков П.Д., Агеев Ш.Р. Влияние шероховатости поверхностей проточных каналов на гидравлический к.п.д. ступеней центробежных насосов малых размеров

42. Ляпков П. Д. Движение сферической частицы относительно жидкости в межлопаточном канале рабочего колеса центробежного насоса. Тр. /МИНХ и ГП, 1977, вып. 129, с. 3 - 36.

43. Ляпков П. Д. О формах течения водовоздушных смесей в каналах136рабочих органов центробежного насоса. Химическое и нефтяное машиностроение, 1968, №10, с. 5 - 8.

44. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу погружного центробежного насоса ЭН-95-800. Нефтяное хозяйство, 1958, №2, с.43-49.

45. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу ступеней погружных центробежных насосов. Тр. /ВНИИ, 1959, вып.22, с.59 - 89.

46. Ляпков П.Д. Влияние числа М на рабочую характеристику погружных центробежных насосов, перекачивающих газожидкостную смесь. Тр. /МИНХ и ГП, 1972, вып.99, с.96 - 100.

47. Ляпков П.Д. Диссертация на соискание степени к.т.н. «Анализ некоторых особенностей конструирования и эксплуатации погружных центробежных электронасосов для добычи нефти и методика расчета их рабочих органов», М., ВНИИнефть, 1955г.

48. Машин А.Н. «Профилирование проточной части рабочих колёс центробежных насосов». — М:, Московский энергетический институт, 1976г.-56с.

49. Меерович М.И., Шрагина Л.И. Теория решения изобретательских задач. Минск: Харвест. - 2003. - 428 с.

50. Михайлов А.К., Малюшенко В.В. «Лопастные насосы». — М., «Машиностроение» 1977г.-288с.

51. Михайлов А.К., Малюшенко В.В. «Конструкция и расчёт центробежных насосов высокого давления». — М., «Машиностроение» 1971г.-304с. •

52. Муравьёв И.М1, Мищенко И.Т. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях. М.: «Недра», 1969. - 248 с.

53. Муравьёв И.М., Репин Н.Н. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М.: «Недра», 1972 - 208 с.137

54. Овсянников Б.В., Чебаевский В.Ф. Высокооборотные лопаточные насосы М.: Машиностроение, 1975. - 336 с.

55. Пак П.Н., Белоусов А.Я., Тимшин А.И. и др. Насосы АЭС: Справочное пособие / Под ред. П.Н. Пака. — М.: Энергоатомиздат. — 1989.-328 с.

56. Петров В.И., Чебаевский В.Ф. Кавитация в высокооборотных лопастных насосах М.: Машиностроение, 1982. - 192 с.

57. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубинонасосной эксплуатации. М., «Недра», 1965, 191 с.

58. Пфлейдерер К. Лопаточные машины для жидкостей и газов. Пер. с нем. - 4-е изд., перераб. - М.:Машгиз, 1960. - 683 с.

59. Пчелинцев Ю.В. Полёты насосов. М.: ВНИИОЭНГ, 2003, 392 с.

60. Ропалов В.А. Исследование особенностей работы погружных центробежных насосов на водонефтегазовых смесях. Дис. канд. техн. наук. — М., 1982.-194 с.

61. Соколов Н.Н., Донской Ю.А., Сабиров А.А. «О влиянии геометрических параметров на характеристику ЭЦН»: Управление качеством в нефтегазовом комплексе №2, 2009г., с. 60-61.

62. Соломахова Т.С., Чебышева К.В. Центробежные вентиляторы. Аэродинамические схемы и характеристики. М.: Машиностроение. — 1980.-176 с.

63. Сокорев В.Н. Исследование процесса сепарации газа в условиях искусственной кавитации с целью создания газосепараторов к погружным центробежным насосам с учётом структуры нефтегазовых смесей. Диссертация канд. техн. наук. - М., 1992.

64. Степанов А.И. «Центробежные и осевые насосы». Издание второе. — М., Машгиз, 1960г.- 460с.

65. Стесин С.П., Яковенко Е.А. «Лопастные машины и138гидродинамические передачи». М., «Машиностроение», 1990г. -240с.

66. Трулев А.В. Диссертация на соискание степени к.т.н. «Совершенствование проточных частей газосепараторов, работающих на смесях жидкость-газ», М. 1999.

67. Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН 79). - М.: ОКБ БН, 1979. - 169 с.

68. Фардиев М.А. Анализ «полётов» установок УЭЦН в Западной Сибири -Нефтепромысловое дело, №3 2000 с. 23-26.

69. Филиппов В.Н., Агеев Ш.Р., Задов Е.А., Каплан А.Р. Принципы оптимальной компоновки "WY из стандартных ступеней. Тр./ВНИИ, 1984, вып. 89, с. 40-44.

70. Холщевников К.В. Теория и расчет авиационных лопаточных машин. М.: Машиностроение. - 1970. - 611 с.

71. Центробежные вентиляторы / Под ред. Т.С. Соломаховой. М.: Машиностроение. — 1975. - 416 с.

72. Чебаевский В.Ф., Петров В.И. Кавитационные характеристики шнеко-центробежных насосов М.: Машиностроение, 1973.

73. Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. М.: Энергоатомиздат. - 1984. - 416 с.

74. Чиняев И.А. «Лопастные насосы» Справочное пособие. Л.: Машиностроение. - 1973. - 184 с.

75. Шерстюк А.Н. «Насосы, вентиляторы и компрессоры». М. «Высшая школа», 1972г.- 344с.

76. Интернет сайт программного комплекса «Автотехнолог» http://autotechnologist.com/index.html

77. Freet, T.G., McCaslin, К.Р., Oryx Energy Co. Successful submersible lift operations in gassy horizontal wells, Pearsall Field, Texas. SPE annual139technical conference and exhibition, 4-7 October 1992, Washington, D.C.

78. James F. Lea, Amoco RPM/EPTG; John L. Bearden, Centrilift. ESP's: On and Offshore Problems and Solutions. SPE Mid-Continent Operations Symposium, 28-31 March 1999, Oklahoma City, Oklahoma.

79. Деньгаев A.B. Диссертация на соискание степени к.т.н. «Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей», М., 2005