Повышение энергоэффективности электроприводов погружных электроцентробежных насосов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.09.03, кандидат наук Шафиков Игорь Наилевич

• Шафиков Игорь Наилевич
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Шафиков Игорь Наилевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ СКВАЖИННЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

1.1 Роль погружных электроцентробежных насосных установок в нефтедобывающей промышленности РФ. Основные проблемы при эксплуатации скважин УЭЦН

1.2 Структура комплекса скважинной нефтедобывающей электроцентробежной насосной установки как потребителя электроэнергии

1.3 Анализ характеристик и функциональных возможностей применяемых в нефтяной промышленности систем автоматизации электроприводов ЭЦН

1.4 Функциональные возможности станций управления электроприводами ЭЦН

1.5 Анализ основных источников потерь в установках ЭЦН

и потенциала энергосбережения

1.6 Структура и оценка энергоэффективности электропривода

установки ЭЦН на основе двухтрансформаторной схемы

Выводы по главе 1 и постановка задач исследования

ГЛАВА 2. МОДЕЛЬ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА УСТАНОВКИ ЭЦН

2.1 Структура потребления мощности при подъеме скважинного

флюида УЭЦН

2.2 Определение потребляемой насосом мощности

2.3 Потребляемая погружным электродвигателем мощность

2.4 Потери в питающем кабеле

2.5 Мощность, теряемая в трансформаторе

2.6 Потери в станции управления

2.7 Суммарная потребляемая установкой ЭЦН активная мощность

2.8 Удельный расход электроэнергии УЭЦН при добыче скважинной продукции

2.9 Получение аналитического выражения для определения уточненного значения потребляемой погружным насосом мощности

2.10 Методика определения нормативных затрат электроэнергии на

механизированную добычу скважинной жидкости

Выводы по главе

ГЛАВА 3. СИНТЕЗ СТРУКТУРЫ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА УСТАНОВКИ ЭЦН

3.1 Модель погружного асинхронного электродвигателя

3.2 Разработка структуры электропривода установки ЭЦН на основе высоковольтного преобразователя частоты

3.3 Исследование спектрального состава выходных напряжений частотно -регулируемых приводов ЭЦН

3.4 Исследование надежности электроприводов ЭЦН

3.5 Затраты на реализацию и экономическая эффективность электроприводов ЭЦН на основе высоковольтного преобразователя частоты

3.6 Устройство высоковольтного преобразователя частоты с системой

диагностики

Выводы по главе

ГЛАВА 4. ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ РАЗРАБОТАННЫХ МОДЕЛЕЙ И МЕТОДИК В СКВАЖИННОМ КОНТРОЛЛЕРЕ СУ И ПРОВЕРКА НА СКВАЖИНАХ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ФОНДА

4.1 Разработка станции управления электроприводом УЭЦН

4.2 Практические замеры удельнных затрат электроэнергии при механизированной добыче продукции на скважинах действующего

фонда, эксплуатируемых установками ЭЦН

4.3 Выявление эмпирических зависимостей между технологическими

параметрами скважин и энергетическими характеристиками

электроприводов погружных насосов

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Пример расчета нормативного удельного

энергопотребления для скважины действующего фонда

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Результаты расчета энергопотребления на

механизированную добычу скважинной жидкости установками ЭЦН

ПРИЛОЖЕНИЕ В. Программа расчета удельного энергопотребления

установки погружного электроцентробежного насоса

ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Материалы, относящиеся к внедрению результатов диссертационной работы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение энергоэффективности электроприводов погружных электроцентробежных насосов»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. В настоящее время вопросы, связанные с повышением энергоэффективности технологических процессов нефтедобычи, стали особенно актуальными. Это обусловлено завершением эпохи высоких цен на углеводородное сырье, падением мировых цен на нефть, а также постоянным ростом тарифов на электроэнергию.

Основным способом механизированной добычи нефти в нашей стране является использование скважинных электроцентробежных насосов (ЭЦН) с приводом от погружных электродвигателей (ПЭД). Данным способом эксплуатируется свыше 55% фонда скважин и добывается около 410 млн т нефти в год, что составляет 75% от всего объема добычи в стране.

Однако механизированная эксплуатация скважин является самым энергоемким из технологических процессов нефтедобычи. Хотя электродвигатели скважинных насосов и имеют небольшую мощность (от 5 до 250 кВт), большое количество скважин и рассредоточенность на огромных территориях делают их основными потребителями электроэнергии.

Среди получивших распространение способов скважинной добычи использование ЭЦН является одним из самых энергозатратных. Энергопотребление значительно возрастает при разработке месторождений с высоковязкой или сильнообводненной продукцией. Таким образом, затраты на электроэнергию сейчас составляют значительную часть в себестоимости добываемой нефти, а во многих случаях и определяют рентабельность эксплуатации отдельных скважин и месторождений в целом.

Основным способом повышения энергоэффективности эксплуатации фонда скважин является оптимизация режимов работы нефтедобывающего оборудования, обеспечивающая работу насоса и электродвигателя при полной загрузке и, соответственно, максимальных значениях КПД, минимизацию потерь в кабеле, трансформаторе, фильтрах и станции управления (СУ). Для определения таких режимов и обеспечения работы оборудования в них необходима разработка

и внедрение современных систем управления и скважинной автоматики, методик оценки энергоэффективности работы скважинных насосов, алгоритмов оптимизации режимов работы электроприводов.

Степень разработанности темы исследования. Исследованиями в области управления электроприводами скважинных насосов и повышения их энергоэффективности занимались такие ученые, как Гиматудинов Ш.К., Мищенко И.Т., Neely A.B., McCoy J.N., Гольдштейн Е.И., Тагирова К.Ф., Ивановский В.Н., Садов Б.В., Мугалимов Р.Г., Гинзбург М.Я., Блантер С.Г., Суд И.И., Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Егоров А.В., Шпилевой В.А., Абрамович Б.Н., Чаронов В.Я., Зюзев А.М., Козярук А.Е., Сушков В.В., Нурбосынов Д.Н., Хамитов Р.Н.

Цель работы заключается в повышении энергоэффективности приводов скважинных электроцентробежных насосов для механизированной добычи нефти.

Для достижения поставленной цели в работе были поставлены и решены следующие задачи:

1. Произвести анализ структуры потерь мощности при механизированной добыче скважинной продукции установками ЭЦН, разработать методику оценки энергетической эффективности электроприводов скважинных насосов на основе анализа структуры энергопотребления, позволяющую с повышенной точностью учитывать потери в электрооборудовании.

2. Исследовать энергоэффективность установки ЭЦН на основе разработанной методики оценки энергетической эффективности электроприводов скважинных насосов. Получить эмпирические зависимости между основными технологическими параметрами скважин и энергетическими характеристиками электроприводов скважинных насосов.

3. Предложить структуру энергоэффективного электропривода установки ЭЦН на основе высоковольтного преобразователя частоты, в которой отсутствует двухступенчатая трансформация напряжения, снижающая общий КПД установки. Выполнить исследование надежности, ресурса и экономических затрат на реализацию предложенной структуры энергоэффективного электропривода установки ЭЦН на основе высоковольтного преобразователя частоты.

4. Разработать способ диагностики высоковольтного преобразователя частоты, реализация которого позволит контролировать не только состояние и температуру силовых полупроводниковых элементов, но и состояние входного многообмоточного трансформатора путем определения остаточного ресурса изоляции.

Научная новизна.

1. Предложены методика оценки энергетической эффективности электроприводов скважинных насосов и алгоритм уточненного определения потребляемой электроприводом погружного насоса мощности, которые, в отличие от известных, учитывают целый ряд технологических параметров и позволяет повысить точность расчета потерь в электрооборудовании насосной установки: в погружном электродвигателе, кабеле, трансформаторе, фильтрах и станции управления.

2. На основе исследования с использованием методики оценки энергетической эффективности электроприводов скважинных насосов установлены зависимости между основными технологическими параметрами скважин, позволяющие оптимизировать энергопотребление установок ЭЦН.

3. Предложена структура электропривода ЭЦН на основе высоковольтного преобразователя частоты, отличающаяся отсутствием двухступенчатой трансформации напряжения и позволяющая получить более высокий общий КПД установки, а также улучшить характеристики электропривода при работе на низких скоростях вращения.

4. Новизна предложенного способа диагностики высоковольтного преобразователя частоты для регулируемого привода ЭЦН, заключается в том, что кроме состояния и температуры силовых полупроводниковых элементов дополнительно контролируется состояние входного многообмоточного трансформатора путем оценки остаточного ресурса изоляции, который определяется интегрально через время работы трансформатора при превышениях напряжения и температуры (патент РФ № 2548015).

Теоретическая и практическая значимость работы.

1. Разработанная методика оценки энергоэффективности работы скважинных насосов позволяет повысить точность определения нормативных удельных энергозатрат на скважинную добычу нефти (свидетельство о регистрации программы для ЭВМ №2014615663).

2. Результаты анализа полученных эмпирических зависимостей между основными технологическими параметрами скважин и энергетическими характеристиками их электроприводов позволяют повысить точность определения энергозатрат на скважинную добычу нефти.

3. Предложенная структура электропривода ЭЦН на основе высоковольтного преобразователя частоты позволяет повысить общий КПД установки и улучшить характеристики электропривода при работе на низких скоростях вращения.

4. Предложенный способ диагностики высоковольтного преобразователя частоты обеспечивает повышение надежности регулируемых электроприводов, позволяет своевременно определять дефекты и прогнозировать их выход из строя (патент РФ № 2548015).

Разработанная методика оценки энергетической эффективности электроприводов скважинных насосов использована в контроллерах станций управления скважинами производства ООО НПФ «Экситон-автоматика».

Методология и методы исследования. Для решения поставленных задач использовались теоретические и эмпирические методы исследования, базирующиеся на фундаментальных положениях теории электромеханического преобразования энергии, теории электропривода, теории подъема жидкости в скважинах, а также методы математического моделирования с использованием пакетов компьютерных программ Matlab, MathCad и Microsoft Excel.

Основные положения и результаты, выносимые на защиту:

1. Разработанная методика оценки энергоэффективности электроприводов скважинных насосов, обеспечивающая повышенную точность определения нормативных удельных затрат энергии на скважинную добычу нефти.

2. Результаты анализа эмпирических зависимостей между основными технологическими параметрами скважин и энергетическими характеристиками их электроприводов, обеспечивающие повышение точности определения энергетических затрат на скважинную добычу нефти.

3. Предложенная структура энергоэффективного электропривода установки ЭЦН на основе высоковольтного преобразователя частоты.

4. Предложенный способ диагностики высоковольтного преобразователя частоты, позволяющий дополнительно контролировать состояние вторичных обмоток входного многообмоточного трансформатора.

Соответствие диссертации специальности 05.09.03 -Электротехнические комплексы и системы.

Рассматриваемые в работе задачи соответствуют паспорту специальности 05.09.03 - Электротехнические комплексы и системы - п. 3 «Разработка, структурный и параметрический синтез электротехнических комплексов и систем, их оптимизация, а также разработка алгоритмов эффективного управления»; п. 4 «Исследование работоспособности и качества функционирования электротехнических комплексов и систем в различных режимах, при разнообразных внешних воздействиях».

Степень достоверности результатов:

- при математическом описании и моделировании элементов электротехнического комплекса скважинной насосной установки использованы общепринятые в электроприводе и теоретической электротехнике допущения, проверенные практическими разработками;

- адекватность разработанных математических моделей, результаты моделирования и теоретических исследований подтверждены экспериментальными данными, полученными автором;

- основные положения диссертации докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях различного уровня и опубликованы в печати, в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК и входящих в системы цитирования SCOPUS и Web of Science.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях: I и III Международной (IV и VI Всероссийской) научно -технических конференциях «Электропривод, электротехнологии и электрооборудование предприятий» (УГНТУ, г. Уфа, 2013, 2017 гг.); Всероссийской научно-практической интернет-конференции «Проблемы автоматизации технологических процессов добычи, транспорта и переработки нефти и газа» (УГНТУ, г. Уфа, 2013 г.); VI, VII и VIII Международных научно-практических конференциях молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (УГНТУ, г. Уфа, 2013, 2014, 2015 гг.); Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной 50-летию ТИИ-ТюмГНГУ (ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2013 г.); ХХ Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (РГУНиГ им. И.М. Губкина, Москва, 2013 г.); Одиннадцатой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика) (РГУНиГ им. И.М. Губкина, Москва, 2015 г.); 2015 International Siberian Conference on Control and Communications (SIBCON-2015) (Omsk State Technical University, Omsk, 2015); IX Международной (XX Всероссийской) конференции по автоматизированному электроприводу АЭП-2016 (ICPDS'2016) (г. Пермь, 2016); Международной научно-технической конференции «Пром-Инжиниринг-2017» (г. Челябинск, 2017), Международном семинаре «Advanced Technologies in Material Science, Mechanical and Automation Engineering» (г. Красноярск, 2019).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 19 печатных работы, из них 5 работ опубликованы в изданиях, входящих в международные системы цитирования SCOPUS и Web of Science, 5 работ - в изданиях, рекомендованных ВАК, получено одно свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ и один патент на изобретение.

Личный вклад автора. В работах, выполненных в соавторстве, соискателю принадлежит: в работах [10], [117], [118], [77], [79], [4], [82] - анализ распределения потерь мощности в элементах установок ЭЦН; [55], [126] -получение зависимостей удельного расхода энергии от плотности и обводненности нефти; [57], [75] - исследование зависимости КПД электродвигателя от нагрузки; [116] - анализ эмпирических зависимостей между технологическими параметрами скважин и энергетическими характеристиками электроприводов; [76] - спектральный анализ графиков потребления электродвигателем активной мощности; [119] - исследование потерь в кабельных линиях ЭЦН; [74] - формулировка формулы изобретения; [83] - анализ функций управления систем автоматизации ЭЦН.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертация состоит введения, четырех глав, заключения, четырех приложений, изложенных на 17 6 страницах машинописного текста, содержит 48 рисунков, 17 таблиц, список используемой литературы из 127 наименований.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ СКВАЖИННЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

1.1 Роль погружных электроцентробежных насосных установок в нефтедобывающей промышленности РФ. Основные проблемы при

эксплуатации скважин УЭЦН

Большая часть фонда нефтедобывающих скважин в нашей стране эксплуатируется при помощи бесштанговых глубиннонасосных установок или погружных ЭЦН. Так в целом по России доля нефтедобывающих скважин, оборудованных ЭЦН, составляет свыше 55%, а доля добываемой из таких скважин нефти превышает 75...80% [8]. Наиболее широко погружные ЭЦН используются на месторождениях Западной Сибири, в таких компаниях как ОАО НК «Роснефть», ОАО «Лукойл», ОАО «Газпром нефть», ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз» и других. Также ЭЦН широко используются на месторождениях Восточной Сибири, Татарстана, Удмуртии, Оренбургской области, Башкортостана и в других регионах.

Добыча углеводородного сырья является чрезвычайно энергоемким процессом. В настоящее время нефтегазовой промышленностью потребляется свыше 50 млрд кВт-ч электроэнергии в год, что составляет около 5,5% от всей вырабатываемой в стране электроэнергии. В себестоимости добываемой нефти затраты на электроэнергию составляли от 20 до 30%, но после падения мировых цен на нефть в 2014-2015 гг. их доля возросла. Ситуация усугубляется из-за того, что свыше 65% запаса нефти в РФ являются трудноизвлекаемыми (высоковязкие и битумные нефти, низкопроницаемые пласты, глубокопогруженные горизонты), добыча из которых связана с повышенными затратами электроэнергии [9].

На рисунке 1.1 приводится усредненная диаграмма потребления электроэнергии НГДП, из которой видно, что, несмотря на небольшие мощности, основными потребителями являются электроприводы скважинных насосов

(56,7%) ввиду их многочисленности [10]. Из этих 56,7% большая часть приходится на скважинные установки ЭЦН, так как именно они в настоящее время являются доминирующим способом нефтедобычи на отечественных месторождениях.

60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0,0%

Рисунок 1.1 - Диаграмма потребления электроэнергии различными технологическими процессами на НГДП

Это доказывает целесообразность разработки энергосберегающих оптимизационных мероприятий именно для погружных электроцентробежных насосов. Обеспечить наибольший эффект энергосбережения позволяют современные адаптивные системы управления электроприводами скважинных насосов, которые способны вести эксплуатацию в режимах максимальных КПД насосов и электродвигателей, приводить отбор продукции в соответствие с притоком жидкости из пласта, исключить работу в аварийных условиях.

Работа электроцентробежных насосов в скважинных условиях осложняется из-за влияния таких факторов, как высокая обводненность и значительное

содержание газа в продукции скважин, отложения солей и парафина, наличие механических примесей, воздействие высоких температур и агрессивных сред. Из-за этого средний межремонтный период скважин, эксплуатируемых ЭЦН, составляет обычно не более 350-500 суток. Это приводит к частым выходам из строя установок ЭЦН, основными причинами которых являются повреждения кабеля, ПЭД, центробежного насоса и гидрозащиты [11]. Диаграмма распределения отказов ЭЦН приведена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 - Структура причин отказов УЭЦН

С другой стороны, нефтяные компании испытывают значительные трудности, связанные с падением и высокой волатильностью цен на нефть. В настоящее время при постоянно растущих тарифах на электроэнергию, стоимости нефтедобывающего оборудования и сервисных услуг нефтедобывающие предприятия вынуждены сокращать свои издержки и оптимизировать расходы.

В этих условиях возрастает роль систем управления скважинными насосами, которые способны оптимизировать режимы эксплуатации скважин, обеспечивая увеличение дебита, снижение удельных затрат электроэнергии на

добычу скважинной жидкости, уменьшение износа оборудования и повышение уровня информационной обеспеченности процессов нефтедобычи [12].

1.2 Структура комплекса скважинной нефтедобывающей электроцентробежной насосной установки как потребителя электроэнергии

Скважинная насосная установка для добычи нефти является сложным технологическим комплексом. Сама установка ЭЦН представляет собой последовательное соединение звеньев, преобразующих электрическую энергию в гидравлический напор (СУ, трансформатор, кабель, ПЭД, погружной центробежный насос). Продукция скважины - это смесь из нефти, воды, газа и механических примесей. На элементы УЭЦН воздействуют высокие температура и давление, агрессивная среда и другие факторы. На работу наземного оборудования оказывают влияние параметры качества электрической энергии (уровень напряжения сети, частота, наличие высших гармоник) [13].

В общем случае УЭЦН состоит из погружного и наземного оборудования. К погружному относятся сам центробежный насос, приводной двигатель, модуль гидрозащиты, колонная насосно -компрессорных труб (НКТ), кабель, обратный клапан. Наземное оборудование включает в себя устьевую арматуру, повышающий трансформатор типа ТМПН, СУ. Кроме того, в зависимости от условий эксплуатации, УЭЦН может содержать дополнительное оборудование: газосепараторы, диспергаторы, противопесочные фильтры, а также электрические фильтры.

В качестве ПЭД используются главным образом асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором, но в последнее время ряд заводов приступил к выпуску вентильных приводов ЭЦН. Они обеспечивают широкий диапазон регулирования скорости вращения вала (до 6000.. .10000 об/мин), повышенный КПД, меньшее выделение тепла, имеют меньшие массогабаритные показатели при одинаковых мощностях с асинхронными погружными электродвигателями [14-16].

Установки ЭЦН оснащаются набором устьевых датчиков, а также могут содержать систему погружной телеметрии. Информация с датчиков поступает на скважинный контроллер, устанавливаемый в СУ, там обрабатывается, используется для управления режимами эксплуатации и передается на диспетчерский пункт.

Схема оборудования скважины, эксплуатируемой установкой ЭЦН, приведена на рисунке 1.3. Сама насосная установка состоит из опущенного в скважину центробежного насоса 1, приводимого во вращение через блок гидрозащиты 2 погружным электродвигателем 3. Питание к погружному электродвигателю подводится с поверхности через кабель 4. Системой управления производится контроль технологических параметров на глубине и на поверхности. С этой целью в скважину опускается блок погружной телеметрии 5, посредством которого измеряются следующие параметры: давление и температура скважинного флюида в приемной части насоса, температура обмотки статора ПЭД, параметры вибрации, уровень напряжения на клеммах ПЭД, сопротивление изоляции. Также предпринимаются попытки производить измерение расхода жидкости используя индукционные датчики с турбинкой, однако пока их надежность достаточно низка. Для передачи телеметрической информации на поверхность осуществляется наложение модулированного сигнала на питающее напряжение в силовом кабеле 4. В станции управления 6 выделяется информационный сигнал и декодируется.

Рисунок 1.3 - Схема оборудования скважины, эксплуатируемой ЭЦН: 1 - центробежный насос; 2 - блок гидрозащиты; 3 - погружной электродвигатель; 4 - силовой кабель; 5 - блок погружной телеметрии; 6 - станция управления с ПЧ;

7 - датчик давления на устье; 8 - датчик температуры на устье скважины; 9 -датчик давления в затрубном пространстве; 10 - датчик расхода; 11 - эхолот; 12 -блок ваттметрирования; 13 - колонна насосно-компрессорных труб; 14 - трансформатор типа ТМПН

Ряд датчиков устанавливается на устье скважины: датчики давления 7 и температуры на устье 8, затрубного давления 9, могут быть установлены датчики расхода 10 и уровня жидкости (эхолот) 11. Блок ваттметрирования 12 производит контроль энергетических параметров электропривода установки ЭЦН [17, 18].

Следует отметить, что такой состав СУ ЭЦН характерен для полностью автоматизированной скважины, на практике большинство из перечисленных выше датчиков отсутствует и управление производится в условиях ограниченной информации о технологических параметрах.

На рисунке 1.4 представлена схема комплекса скважинной нефтедобывающей электроцентробежной насосной установки. Комплекс электроцентробежной насосной установки может быть рассмотрен как совокупность гидравлической и электрической подсистем.

Гидравлическая подсистема состоит из скважины, центробежного насоса, колонны НКТ, устьевой арматуры. В скважину из пласта попадают нефть, вода, газ и механические примеси, далее газожидкостная смесь попадает в насос, поднимается по колонне НКТ и через устьевую арматуру поступает в систему сбора и подготовки.

Электрическая подсистема включает в себя преобразователь частоты, синусный фильтр, трансформатор, кабельную линию и погружной ЭД. Погружной ЭД подвергается воздействию высокой температуры от забоя скважины.

Связь между гидравлической и электрической подсистемами выражается в передаче момента и скорости вращения от ПЭД центробежному насосу, а также момента сопротивления от насоса к двигателю.

В систему управления с погружной телеметрии поступает информация о давлении, температуре и расходе на приеме насоса, температуре обмоток и виброскорости ПЭД. Также поступает информация о давлении, температуре и расходе на устье скважины. Система управления формирует управляющие воздействия для преобразователя частоты.

Гидравлическая подсистема

Рисунок 1.4 - Схема комплекса скважинной нефтедобывающей электроцентробежной

насосной установки:

СКВ - скважина; ЦН - центробежный насос; ГЖС - газожидкостная смесь; НКТ - насосно-компрессорные трубы; УА -устье скважины; ПЭД - погружной электродвигатель; КЛ - кабельная линия; ТР - трансформатор; Ф - фильтр; ПЧ -преобразователь частоты; СУ - система управления; Мс. - момент сопротивления; М - момент, передаваемый от ПЭД; ю -скорость вращения; Тз. - температура на забое; Р, Т, Q - давление, температура и расход на забое; Р', Т', Q' - давление, температура и расход на устье; Тпэд - температура обмоток ПЭД; V - виброскорость; Г - частота; и - напряжение

Качество поступающей электроэнергии также оказывает влияние на работу УЭЦН. Отклонения напряжения, частоты, наличие высших гармоник и несинусоидальность влияют на величину потерь в трансформаторе, кабеле и электродвигателе, понижают КПД трансформатора и электродвигателя.

Основное электрооборудование УЭЦН - это погружной электродвигатель, кабель, трансформатор и СУ.

В таблице 1.1 приведены основные параметры ПЭД нескольких типоразмеров. Производством ПЭД занимаются такие предприятия как ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис», ГК «Римера», ГК «Новомет», ООО «Новые технологии», ГК «Алмаз» и другие.

Погружные электродвигатели, как правило, имеют синхронную частоту вращения вала 3000 об/мин, рассчитаны на напряжение питания 0,38...4,5 кВ, могут иметь блок погружной телеметрии, состоять из 1, 2 или более секций, могут иметь коррозионностойкое исполнение, рассчитаны на работу при температуре пластовой жидкости до 90 °С, 120 °С или 150 °С.

Более высокие эксплуатационные и энергетические характеристики обеспечивают вентильные погружные электродвигатели с постоянными магнитами на роторе (таблица 1.2). При сравнении характеристик асинхронных и вентильных погружных ЭД видно, что последние обладают значительно более высоким КПД, соответственно, меньше выделяют тепла в окружающую среду и требуют меньшей скорости охлаждающей жидкости. Приведенные в таблице 1.2 вентильные ЭД обеспечивают диапазон регулирования рабочей частоты вращения от 500 до 3600 об/мин. Вентильные электродвигатели обладают меньшими массогабаритными показателями по сравнению с асинхронными, однако их широкое использование сдерживается из-за значительно более высокой стоимости.

Таблица 1.1 - Технические параметры погружных электродвигателей

Тип ПЭД Номинальная мощность, кВт Номинальное напряжение, В Номинальный ток, А КПД, % ооб ф Скольжение, % Допустимый диаметр скважины, мм Минимальная скорость охлаждающей жидкости, м/с Количество секций, шт. Длина, мм Масса, кг Момент проворачивания вала, кгс-м

ЭДТ 16-96М 16 500 30 79 0,8 6,0 112 0,09 1 3353 170 0,2

ЭДТ 40-96М 40 1150 32,5 79 0,8 6,4 112 0,09 1 6427 335 0,45

ЭДСТ 56-96М 56 1560 33,5 79,5 0,8 6,0 112 0,09 2 10620 563 0,52

ЭДСТ 70-96М 70 1920 34 79,5 0,8 6,0 112 0,09 2 12990 671 0,9

ЭДТ 16-103М1 16 530 25,6 81 0,84 5,8 121,7 0,07 1 3005 160 0,15

ЭДТ 80-103М1 80 2050 36 80 0,83 7,2 121,7 0,30 1 8097 405 0,75

ЭДСТ 90-103М3 90 1980 40 82 0,84 5,6 121,7 0,20 2 10946 682 0,6

ЭДСТ180-103М3 180 3150 52 80,5 0,86 6,5 121,7 0,20 3 19572 1145 1,2

ЭДТ12-117М 12 380 26 84,0 0,85 5,0 123,7 0,05 1 2120 132 0,2

ЭДТ125-117М6 125 2400 44 83,5 0,85 6,2 123,7 0,30 1 8240 571 0,9

ЭДСТ80-117М 80 2000 34 84,5 0,83 5,2 130,0 0,30 2 8476 575 1,0

ЭДСТ350-117М4 350 3750 79 82,5 0,85 6,0 130,0 1,1 3 22772 1608 2,4

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шафиков Игорь Наилевич, 2020 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Ивановский, В. Н. Энергетика добычи нефти: основные направления оптимизации энергопотребления // Инженерная практика. 2011. - №. 6. - С. 18-26.

2 Хакимьянов, М.И., Пачин, М.Г. Мониторинг состояния штанговых глубиннонасосных установок по результатам анализа ваттметрограмм // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. - № 5. - С. 26-36.

3 Хакимьянов, М.И. Оптимизация режимов работы электроприводов в нефтедобывающей промышленности: монография. - Уфа: РИЦ УГНТУ, 2013. -77 с.

4 Шафиков, И.Н., Хакимьянов, М.И. Потребление электроэнергии установками электроцентробежных насосов // Актуальные проблемы науки и техники: сборник научных трудов VI Международной научно -практической конференции молодых ученых.- Уфа: Нефтегазовое дело, 2013. - С. 23-25.

5 Шафиков, И.Н. Пути повышения энергоэффективности электроприводов скважинных центробежных насосных установок // Электропривод, электротехнологии и электрооборудование предприятий: сборник научных трудов III Международной (VI Всероссийской) научно -технической конференции / отв. ред. В.А. Шабанов; редкол.: С.Г. Конесев, В.М. Сапельников, М.И. Хакимьянов, П.А. Хлюпин, Р.Т. Хазиева.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2017. - С. 156-160.

6 Панарина, Е.П. и др. Оптимизация работы многопластовых скважин с ЭЦН по результатам гидродинамического и промыслово -геофизического мониторинга //Известия Томского политехнического университета. 2015. - Т. 326. № 10. - С. 32-38.

7 Соловьев, И.Г., Субарев, Д.Н. Эволюция состояния и динамика освоения ресурса ЭЦН при действии осложняющих факторов эксплуатации // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2013. -№ 5. - С. 44-48.

8 Рафикова, Н.Т., Трофимчук, Т.С., Трофимчук, А. С. Развитие добычи нефти в России и Республике Башкортостан // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2012. - №. 3. - С. 26-28.

9 Якуцени, В.П., Петрова, Ю.Э., Суханов, А. А. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе //Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2007. - Т. 2. - С. 30-41.

10 Хакимьянов, М.И., Шафиков, И.Н. Анализ потребления электроэнергии при механизированной добыче нефти электроцентробежными насосами // Электротехнические и информационные комплексы и системы. 2013. - Т. 9. - №3. - С. 37-41.

11 Горланов, С., Смирнов, Н. УЭЦН - скважина: оценка ресурса системы // Нефтегазовая Вертикаль. - 2011. - № 11. - С. 56-60.

12 Ковалев, В.З., Архипова, О.В. Методика управления энергоэффективностью и надежностью электротехнического комплекса УЭЦН // Современные проблемы науки и образования. - 2014. - №. 6. - С. 56-67.

13 Моделирование привода погружного насоса интеллектуальной скважины: монография / [А.В. Федотов и др.]- Омск: Изд-во ОмГТУ, 2012. -175 с.

14 Павленко, В., Гинзбург, М. Обоснование диапазона регулирования частот вращения приводов на основе вентильных электродвигателей //Нефтесервис. - 2006. - №. 5. - С. 43-48.

15 Камалетдинов, Р.С. Применение приводов УЭЦН на основе вентильных электродвигателей //Бурение и нефть. - 2007. - №. 1. - С. 56-57.

16 Ивановский, В.Н. и др. О некоторых перспективных путях развития УЭЦН // Территория Нефтегаз. - 2008. - №. 5. - С. 24-33.

17 Адиев, И.Я., Якин, М.В. Технология геофизических исследований в процессе добычи в скважинах с УЭЦН // Нефтегазовое дело. - 2013. - Т. 4. -№ 11. - С. 35-41.

18 Лаптев, В.В. и др. Геофизический мониторинг добывающих скважин с одновременно-раздельной эксплуатацией нескольких объектов // Каротажник. -2012. - №. 7-8. - С. 65-79.

19 Кузнецов, Е.М., Старостин, С.Г. Системное моделирование станции управления в составе установок электроцентробежных насосов // Промышленная энергетика. - 2012. - №. 1. - С. 12-15.

20 Шершнев, А., Радевич, А. Станции управления насосами нефтедобычи -интеллект нарастает [электронный ресурс] URL: http://www.electronmash.ru/stancii-upravleniya-nasosami-neftedobychi (дата обращения 25.11.2019)

21 Ильясов, Б.Г., Комелин, А.В., Тагирова, К.Ф. Интеллектуальная автоматизированная система управления установкой электроцентробежного насоса // Вестник УГАТУ. - 2007. - T. 9, №2 (20). - C. 58-70.

22 Ильясов, Б.Г., Тагирова, К.Ф., Комелин, А.В. УЭЦН как сложный динамический объект управления // Технологии ТЭК. - 2005. - №. 5. - С. 94-99.

23 Богачук, Ю.Ф. Интеллектуальная система управления электроцентробежными насосами для нефтяных скважин (ИНТЭС) // Нефть. Газ. Новации. 2011. - №11. - С. 51-53.

24 Богачук, Ю.Ф., Савастьин, М.Ю. Работа УЭЦН в условиях ограниченного притока к скважине // Техника и технология. - 2008. - №. 6. -С. 61-65.

25 Богачук, Ю.Ф., Готвиг, К.Л., Савастьин, М.Ю. Кратковременная эксплуатация скважины с понижением частоты //Техника и технология. - 2009. -№. 2. - С. 68-71.

26 Меньшов, Б.Г., Ершов, М.С., Яризов, А.Д. Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности: Учеб. для вузов. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2000. - 487 с.

27 Ивановский, В.Н., Дарищев, В.И., Сабиров, А.А. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М.: ГУП Изд-во «Нефть и Газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 824 с.

28 Говорков, Д.А., Курлаев, Г.Н. Технология анализа режимов эксплуатации скважины с электронасосом в условиях реального времени //Вестник кибернетики. - 2011. - №. 10. - С. 22-26.

29 Кудрявцев, А.В. и др. Высокоскоростная скважинная телеметрия //Перспективы развития информационных технологий. - 2011. - №. 3-2. - С. 2024.

30 Феофилактов, С.В. Системы погружной телеметрии для «жестких» условий эксплуатации //Инженерная практика. - 2013. - №. 10. - С. 8-11.

31 Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. -М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -816 с.

32 Пещеренко, С.Н., Каплан, А.Л., Пещеренко, М.П., Ивашов, А.А. Рабочие характеристики ЭЦН с предвключенным диспергатором при работе на газожидкостной смеси // Специализированный журнал Бурение & Нефть. 2011. -№11. С. 24-31.

33 Образовательный ресурс по гидравлике, гидро- и пневмо приводу. Лекция 4. Гидравлические сопротивления: [электронный ресурс]. URL: http:// gidravl .narod.ru/ gidrosopr.html (дата обращения 25.11.2019)

34 Буровой портал. Технология бурения скважин. Текущий ремонт скважин: [электронный ресурс]. URL: http ://www.drillings .ru/tek-rem-skv?razdel=1 &obj ect=7 (дата обращения 25.11.2019)

35 Ивановский, В.Н., Пекин, С.С., Сабиров, А.А. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. М.: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2002. - 256 с.

36 Гинзбург, М.Я., Павленко, В.И., Климов, В.П. Об энергетических показателях УЭЦН // Инженерная практика. - 2010. - №8. - С. 12-17.

37 Тарасов, В.П. Энергосберегающий дизайн УЭЦН // Инженерная практика. - 2010. - №3. - С. 26-31.

38 Ефимов, Е. Повышение энергоэффективности добычи // Нефтегазовая вертикаль. - 2011. - №21. - С. 53-56.

39 Компрессорный завод «Борец»: [электронный ресурс]. URL: http://borets-compressor.ru (дата обращения 25.11.2019)

40 Лебедянский машиностроительный завод «ЛЕМАЗ»: [электронный ресурс]. URL: http://www.lemaz.ru (дата обращения 25.11.2019)

41 Компания «НОВОМЕТ»: [электронный ресурс]. URL: http://www.novomet.ru (дата обращения 25.11.2019)

42 Компания ОАО «РИТЕК»: [электронный ресурс]. URL: http://www.ritek.ru (дата обращения 25.11.2019)

43 Регулирование подачи лопастных насосов. Дросселирование: [электронный ресурс]. URL: http://mail.icwc-aral.uz/bk/pumps/qual/01 .htm (дата обращения 25.11.2019)

44 Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. Учебное пособие для вузов. - М.: Недра, 1983.- 312 с.

45 ГОСТ Р 51777-2001. Кабели для установок погружных электронасосов. Введ. 01.07.2002.

46 ГОСТ Р МЭК 60287-2-1-2009. Кабели электрические. Расчет номинальной токовой нагрузки. Часть 2-1. Тепловое сопротивление. Расчет теплового сопротивления. Введ. 26.06.2009.

47 Расчет потерь мощности в трансформаторах: [электронный ресурс]. URL: http:// elektrsystem .ru/ elektricheskie-sistemy-i-seti/28-raschet-poter-moshhnosti-v-transformatorah.html (дата обращения 25.11.2019)

48 Тихомиров, П.М. Расчет трансформаторов. Учеб. пособие для вузов. Изд. 4-е, перераб. и доп. - М.: Энергия, 1976. - 544 c.

49 Волков, А.В., Микель, Е.М. Исследование потерь мощности и энергетических показателей частотных преобразователей // Вюник КДУ iменi Михайла Остроградського. Випуск 3/2010 (62). Частина 1. http://www.kdu.edu.ua/statti/2010-3-1(62)/PDF 3 2010 ch1/93.pdf (дата обращения

25.11.2019)

50 Контакторная станция управления "НЭК-01М": [электронный ресурс]. URL: http://www.zaonek.ru/files/nek-01m.pdf (дата обращения 25.11.2019)

51 Станции управления серии "НЭК -02М, 03М" со встроенным частотным преобразователем: [электронный ресурс]. URL: http://www.zaonek.ru/files/nek-02-03-m.pdf (дата обращения 25.11.2019)

52 ГОСТ Р 51749-2001. Энергосбережение. Энергопотребляющее оборудование общепромышленного применения. Введ. 01.01.2002. - Группа Е01, Е02.

53 ГОСТ Р 51387-99. Энергосбережение. Введ. 01.07.2000.

54 Р 50-605-89-94. Энергосбережение. Порядок установления показателей энергопотребления и энергосбережения в документации на продукции и процессы. Введ. 01.01.1995.

55 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/! 2015/ogbus 1 2015 p533-563 KhakimyanovMI ru en.pdf (дата обращения 25.11.2019)

56 Сагдатуллин, А.М. Анализ энергоемкости и потребления электроэнергии по технологическим процессам в нефтегазовой отрасли //Всероссийская научная конференция молодых ученых и студентов «Актуальные проблемы геологии нефти и газа Сибири», посвященная 80-летию академика А.Э. Конторовича. -ИНГГ СО РАН, Новосибирск, 2014. - С. 304-307.

57 Хакимьянов, М.И., Хусаинов, Ф.Ф., Шафиков, И.Н. Проблемы повышения энергетических характеристик электроприводов скважинных штанговых насосов // Электротехнические системы и комплексы. 2017. - № 2 (35).

- С. 35-40. https://doi.org/10.18503/2311-8318-2017-2(35)-35-40 (дата обращения 25.11.2019)

58 Эффективная система управления в области энергосбережения и повышения энергоэффективности на предприятии ТЭК [Электронный ресурс]

URL: http://www.docme.ru/doc/979344/prezentaciya-k-zayavke-na-konkurs-enes (дата обращения 25.11.2019)

59 Хамитов, Р.Н., Ковалев, А.Ю. Управление погружными двигателями установок электроцентробежных насосов по минимуму суммарных потерь // Промышленная энергетика. 2011. - № 1. - С. 42-46.

60 Ковалев, А.Ю., Пошвин, Е.В. Разработка математических моделей погружных асинхронных электродвигателей для энергоэффективных технологий управления установками электроцентробежных насосов // Нефть и газ. 2010. -№ 1. - С. 108-111.

61 Ивановский, В.Н. и др. Ступени центробежных насосов для добычи нефти с открытыми рабочими колесами из алюминиевых сплавов с защитным керамико-полимерным покрытием //Территория Нефтегаз. - 2008. - №. 12. -С. 68-73.

62 Пятов, И.С. Рабочие ступени насосов из органических керамикоподобных материалов для осложненного фонда скважин //Инженерная практика. - 2013. - №. 6. - С. 8-11.

63 Новиков, Д.В., Харченко, Д.А. Кабели для электропитания установок электроцентробежных насосов добычи нефти // Кабели и провода. - 2014. - № 1. - С. 42-46.

64 Сагдатуллин, А.М. Моделирование пуска погружного электродвигателя при выводе на рабочий режим установки электроцентробежного насоса // Бурение и нефть. 2014. - № 2. - С. 26-29.

65 Сулейманова, Н.Э. Об опыте применения гибких насосно-компрессорных труб в нефтегазодобыче //Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2005. - №. 2. - С. 1-20.

66 Уразаков, К.Р., Латыпов, Б.М., Исмагилов, Р.Р. Методика расчета штанговых колонн для винтовых насосных установок //Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2015. - №. 4. - С. 72-94.

67 Хакимьянов, М.И., Гузеев, Б.В. Анализ использования частотно -регулируемого электропривода в нефтегазовой промышленности по результатам

патентного поиска // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. -№ 4. - С. 30-41.

68 Павленко, В., Климов, В., Климов, И. Сравнительный анализ электромагнитных процессов в структурах электроприводов нефтедобывающей промышленности //Силовая электроника. - 2010. - №. 26. - С. 30-35.

69 Хакимьянов, М.И. Системы управления электроприводами скважинных насосов: монография. - Уфа: РИЦ УГНТУ, 2014. - 114 с.

70 Павленко В., Гинзбург М. Новый высокоэффективный привод для погружных центробежных и винтовых насосов //Технологии ТЭК. - 2004. - №. 3. - С. 46-52.

71 Ивановский, В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей. - Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года, 2004.

72 Патент РФ на изобретение № 2289191: Устройство для управления преобразователем частоты с многоуровневым инвертором напряжения и способ управления таким преобразователем / Смирнов Д.П., Львов М.Л., Бородин А.А. // 10.12.2006 г.

73 Патент РФ на изобретение № 2397597: Способ аварийного управления силовой ячейкой высоковольтного преобразователя частоты / Краснов Д.В., Рязанцев А.А., Губанов О.В. // 20.08.2010 г.

74 Патент РФ на изобретение № 2548015: Способ самодиагностики высоковольтного преобразователя частоты / Хакимьянов М.И., Шабанов В.А., Шафиков И.Н. // 10.04.2015 г.

75 Khakimyanov, M.I., Shafikov, I.N., Khusainov, F.F. Control of Sucker Rod Pumps Energy Consumption // 2015 International Siberian Conference on Control and Communications (SIBCON). Proceedings. Omsk State Technical University. Russia, Omsk, May 21-23, 2015. IEEE Catalog Number: CFP15794-CDR. ISBN: 978-1-4799-

7102-2. URL: http://ieeexplore.ieee.org/xpl/articleDetails.jsp?reload=true&arnumber= 7147259 (дата обращения 25.11.2019)

76. Khakimyanov, M.I, Shafikov, I.N., Khusainov, F.F., Semisynov, R.A., Bezryadnova, E.A. "Monitoring of sucker-rod pump units as a result of the analysis wattmeter cards", Journal of Physics: Conference Series, 2017, Volume 803, Number 1. 6 p.

77 Хакимьянов, М.И., Шафиков, И.Н. Расчет удельного энергопотребления установки погружного электроцентробежного насоса // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ. Рег. № 2014615663 от 30.05.2014.

78 Хакимьянов, М.И., Шафиков, И.Н., Зарипов, И.М. Анализ структуры потребления электроэнергии нефтегазодобывающими предприятиями // Электропривод, электротехнологии и электрооборудование предприятий: сборник научных трудов I Международной (IV Всероссийской) научно -технической конференции / редкол.: В.А. Шабанов и др.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2013. - С. 284288.

79 Хакимьянов, М.И., Шафиков, И.Н. Структура энергопотребления электроцентробежных насосных установок добычи нефти // Современные технологии в нефтегазовом деле - 2013: сб. науч. тр. / редкол.: Мухаметшин В.Ш. и др.: в 3 т.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2013. -Т.2. - С. 230-234.

80 Хакимьянов, М.И., Светлакова, С.В., Шафиков, И.Н. Диагностирование состояния штанговых глубинных насосов методом анализа плунжерных динамограмм // Проблемы автоматизации технологических процессов добычи, транспорта и переработки нефти и газа: материалы Всероссийской научно -практической интернет-конференции / редкол.: А.П. Веревкин, Н.А. Ишинбаев. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2013. - С. 44-48.

81 Шафиков, И.Н. Структура энергопотребления нефтегазодобывающих предприятий. направления оптимизации // В сборнике: Новые технологии -нефтегазовому региону. Материалы Всероссийской научно-практической

конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной 50-летию ТИИ-ТюмГНГУ. 2013. - С. 266-270.

82 Шафиков, И.Н., Хакимьянов, М.И. Потребление энергии погружными электроцентробежными насосами // ХХ Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» / Сборник тезисов.- М: РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2013. - С. 259-260.

83 Рзаев А.Г., Резван М.Г., Хакимьянов М.И., Шафиков И.Н. Современное состояние автоматизации установок механизированной добычи нефти на территории СНГ // Известия НАНА, серия физико -технических и математических наук, том XXXIII, N6, 2013, -С. 177-187.

84 Шафиков, И.Н., Хакимьянов, М.И. Информационно -управляющие системы для добычи газа // Актуальные проблемы науки и техники: материалы VII Международной научно-практической конференции молодых ученых: в 2 т. Т. 1. - Уфа: РИЦ УГНТУ, 2014. - С. 196-197.

85 Шафиков, И.Н., Хакимьянов, М.И. Дистанционный контроль параметров скважин газового промысла // Повышение надежности и энергоэффективности электротехнических систем и комплексов: межвузовский сборник научных трудов / отв. ред. В.А. Шабанов; редкол.: С.Г. Конесев, М.И. Хакимьянов, П.А. Хлюпин, Р.Т. Хазиева.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2015. - С. 245-250.

86 Шагиев, В.Р., Шафиков, И.Н., Хакимьянов, М.И. Разработка датчика положения станка-качалки на основе интегрального акселерометра // Актуальные проблемы науки и техники: материалы VIII Международной научно -практической конференции молодых ученых: в 3 т. Т. 2. /редкол.: Исмаков Р.А. и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2015. - С. 82-85.

87 Шафиков, И.Н., Хакимьянов, М.И. Компенсация температурной погрешности датчика угла на основе интегрального акселерометра // Одиннадцатая Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика) / Сборник тезисов.- М: РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2015. - С. 347.

88 Хакимьянов, М.И., Ковшов, В.Д., Чикишев, А.М., Максимов, Н.С., Почуев, А.И. Контроллеры автоматизации установок штанговых глубинных насосов // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. 2007. - № 1. - С. 4456.

89 Хакимьянов, М.И., Пачин, М.Г. Функциональные возможности современного контроллера автоматизации штанговых глубиннонасосных установок // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. - № 2. -С. 19-34.

90 Хакимьянов, М.И., Светлакова, С.В., Гузеев, Б.В., Соловьев, Я.Ю., Музалев, И.В. Сравнительный анализ возможностей отечественных и импортных систем автоматизации скважин, эксплуатируемых ШГН // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2008. - № 2. - С. 16-26.

91 Хакимьянов, М.И., Пачин, М.Г. Методика обработки динамограмм в информационно-измерительных системах управления штанговыми глубинными насосами // Вестник Уфимского государственного авиационного технического университета. 2012. - Т. 16. № 6 (51). - С. 32-36.

92 Хакимьянов, М.И., Пачин, М.Г. Анализ динамограмм в контроллерах систем автоматизации штанговых глубиннонасосных установок // Датчики и системы. 2011. - № 9. - С. 38-40.

93 Хакимьянов, М.И. Удельный расход электроэнергии при механизированной добыче нефти штанговыми глубиннонасосными установками // Вестник Уфимского государственного авиационного технического университета. 2014. - Т. 18. № 2 (63). - С. 54-60.

94 Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш. К. Гиматудинов, А. И. Ширковский. М.: Недра, 1982. - 311 с.

95 Абрамович, Б.Н., Устинов, Д.А., Поляков, В.Е. Динамическая устойчивость работы установок электроцентробежных насосов // Нефтяное хозяйство. 2010. - № 9. - С. 104-106.

96 Миннахмедов, Т.М. Принципиальные основы выбора установки ЭЦН для одновременно-раздельной добычи нефти // Нефтепромысловое дело. 2010. - № 1.

- С. 28-29.

97 Хакимьянов, М.И. Повышение энергетической эффективности скважинных насосов механизированной добычи нефти // Энергетик. 2016. - № 5.

- С. 36-38.

98 Савченко А.А., Ковалев А.Ю., Ковалев Ю.З. Электромеханические переходные процессы в установках электроцентробежных насосов // Промышленная энергетика. 2012. - № 1. - С. 58-61.

99 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 (дата обращения 25.11.2019)

100 Байков, И.Р., Смородов, Е.А., Ахмадуллин, К.Р. Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 275 с.

101 Лунев, Н.В., Амельченко, В.Г. Результаты сравнительных промысловых испытаний энергопотребления вентильных и асинхронных ПЭД // Инженерная практика. - 2012. - №3. - С. 124-126.

102 Андронов, А.Л. Особенности работы центробежных насосов и требования к их электроприводу // Ползуновский альманах. - 2004. - №1. -С. 150-152.

103 ВРД 39-1.10-052-2001. Методические указания по выбору и применению асинхронного частотно-регулируемого электропривода мощностью до 500 кВт. Введ. 22.11.2001.

104 РД 153-39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. - Взамен РД 39-0147035-207-86. Введ. 31.01.1997.

104 Обзор технологии нефтяных насосов ЭЦН: [электронный ресурс]. URL: http://www.agrovodcom.ru/info obzor ezn.php (дата обращения 25.11.2019)

105 Ильясов, Б.Г. и др. Самоорганизующаяся нейросетевая система диагностики установки электроцентробежного насоса и скважины // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2010. -№ 05. - С. 20-22.

106 Матвеев, С.Н., Вяткин, В.В., Ткачук, А.С. Эффективная эксплуатация электроцентробежных насосов за счет оперативного предотвращения отказов скважинного оборудования с применением нейросетевых технологий // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №09. - С. 98-100.

107 Пластовая энергия, температура и давление в скважине. Режимы эксплуатации залежей: [электронный ресурс]. URL: http://www.neftyanik-school.ru/studentam/uchebnye-kursy/course/8/28 (дата обращения 25.11.2019)

108 Арбузов, В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Часть 1: учебное пособие / В.Н. Арбузов; Томский политехнический университет. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. - 200 с.

109 Карандаев, А. С. и др. Анализ надежности оборудования тепловой электростанции при внедрении преобразователей частоты // Вестник ЮжноУральского государственного университета. Серия : Энергетика. - 2009. - № 34 (167). - С. 16 - 22.

110 Mark Harshman. Reinforcing Reliability: Advanced Cell Bypass. 2 January 2014. Siemens LDAP 2014. 4 p.

111 MV1000 Medium Voltage AC Drive. Yaskawa. 28 p.

112 Прытков, С.Ф. и др. Надежность электрорадиоизделий / Справочник // МО РФ и НИИ "Электронстандарт", 2004. - С. 620.

113 Основы теории надежности: Практикум по дисциплине «Основы теории надежности» / сост.: О.А. Дулов, А.В. Абрамов. - Ульяновск: УлГТУ, 2015. - 62 с.

114 Патент РФ на изобретение № 2411629: Многоуровневый транзисторный преобразователь частоты для управления электродвигателем переменного тока / Шепелин В.Ф., Донской Н.В., Селивестров Н.В., Визгина Е.И. // 10.02.2011 г.

115 Altivar 1100. Руководство пользователя. Schneider Electric Systems Co., Ltd., 2009. - 209 с.

116 Шафиков, И.Н. Энергетические характеристики электроприводов погружных нефтедобывающих насосов / Ф.А. Гизатуллин, М.И. Хакимьянов, Р.А. Семисынов, И.Н. Шафиков // Вестник ЮУрГУ. Серия «Энергетика». - 2017. -Т. 1. - № 4. - С. 24-32. DOI: 10.14529/power170403

117 Шафиков, И.Н. Исследование энергетической эффективности электротехнических комплексов скважинных нефтедобывающих насосов / Гизатуллин Ф.А., Хакимьянов М.И., Хусаинов Ф.Ф., Шафиков И.Н. // Известия высших учебных заведений. Электромеханика. 2018. - Т. 61. - № 1. - С. 61-67.

118 Shafikov I.N. Electric Submersible Pumps in Oil Production and Their Efficiency Analysis / M. I. Khakimyanov, I. N. Shafikov, F. F. Khusainov // Proc. of the 4th International Conference on Applied Innovations in IT, E. Siemens (editor in chief) et al. Kothen, Anhalt University of Applied Sciences, 2016. Pp. 34-38.

119 Shafikov I.N. Analysis of losses in the cable line of well submersible electric motor/ F. A. Gizatullin, M. I. Khakimyanov, F. F. Khusainov, I. N. Shafikov // 2017 International Conference on Industrial Engineering, Applications and Manufacturing (ICIEAM). 2017. 4 p.

120 Снегирев, Д.А. Асинхронный электродвигатель для частотно -регулируемого электропривода турбомеханизмов: Дис. канд. техн. наук: 05.09.01 / ВГТУ.- Воронеж, 2006.- 143 с.

121 Беспалов, В.Я., Мощинский, Ю.А., Петров, А.П. Математическая модель асинхронного двигателя в обобщенной ортогональной системе координат // Электричество. - 2002. - № 8. - С. 33 - 39.

122 Копылов, И.П., Щедрин, О.П. Расчет на ЦВМ характеристик асинхронных машин. М.: Энергия, 1973. - 212 с.

123 Костенко, М.П., Пиотровский, JI.M. Электрические машины. Часть 2. М. - Л.: Госэнергоиздат, 1965. - 648 с.

124 Чиликин, М.Г., Соколов, М.М., Шинянский, А.В. Асинхронный электропривод с дросселями насыщения. М. - Л.: Энергия, 1964. - 240 с.

125 Шрейнер, Р.Т., Кривицкий, М.Я. Оптимальное по минимуму потерь частотное управление асинхронным электроприводом в электромеханическом

переходном процессе // Известия вузов. Электромеханика. - 1975. - № 1. С. 75 -82.

126 Gizatullin F. A. Energy efficiency of well electric submersible pumps for oil production / F. A. Gizatullin, M. I. Khakimyanov, I. N. Shafikov // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. - IOP Publishing, 2019. - Vol. 537. - №. 6. - P. 062006.

127 Шафиков, И.Н. Регулируемый привод скважинного электроцентробежного насоса на основе высоковольтного многоуровневого преобразователя частоты / И.Н. Шафиков // Электротехнические и информационные комплексы и системы. 2019. - Т. 15. - №3. - С. 53-60.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Пример расчета нормативного удельного энергопотребления для скважины действующего фонда

В данном приложении приводится расчет удельного энергопотребления скважины № 3035 по исходным данным. Расчеты произведены по данной методике с использованием математических выражений из раздела 2. Производится сравнение с данными измерений потребляемой мощности. Исходные данные по скважине представлены в таблице А.1.

Таблица А.1 - Исхдные данные по скважине № 3035

Параметр Характеристика, значение

Тип насоса Э-45-1300

Тип ПЭД 32-117

Глубина спуска, м 1688

Динамический уровень, м 1600

Дебит по жидкости, м3/сут 28

Дебит по нефти, т/сут 12,6

1 Определение мощности, потребляемой насосом Потери напора в колонне НКТ определяются по (2.4):

, X • Ь • V2 0,03-1688 • 0,031 2 ААЛ1

Ь =-= ----= 0,021 м

2в • ё 2 • 9,8 • 0,117 .

Потребное давление насоса находится по (2.3), при этом не учитываются буферное и затрубное давления, а также давление работы газа, так как эти данные отсутствуют:

Рпотр. = Рж ■ g ■ нд + Рж ■ g ■ Ь = 890 • 9,8 • 1600 + 890 • 9,8 • 0,021 = 13,955 • 106 Па.

Полезная мощность находится по формуле (2.2):

рпм = рпотр. • ^ = 13,955 • 106 • 28/(24 • 3600) = 4523 Вт.

По характеристике насоса ц = /(О) для текущего значения подачи Q=28 м3/сутки находится КПД насоса цэцн=29% (рисунок А.1).

Рисунок А.1 - Паспортные характеристики насоса типа Э -45

Потребляемая насосом мощность с учетом потерь находится по выражению

(2.8):

Р 4523 Рцн = — = 4523 = 15595 Вт.

Пэцн 0,29

2 Определение потребляемой предварительно включенными устройствами мощности

Информация о предварительно включенных устройствах отсутствует.

3 Определение мощности, потребляемой протектором

Информация об установленном протекторе отсутствует. Однако, исходя из мощности ПЭД, можно определить потребляемую гидрозащитами этого класса мощность по таблице 2.2:

= 0,4 кВт.

4 Определение мощности, потребляемой погружным электродвигателем Потребляемая электродвигателем активная мощность находится по формуле (2.16). При этом мощность, потребляемая предварительно включенными устройствами, не учитывается, так как информация о них отсутствует.

Сложность представляет определение КПД двигателя при данной нагрузке, так как характеристики ПЭД обычно неизвестны. В этом случае можно воспользоваться типовой характеристикой, описывающей взаимосвязь КПД от загрузки в (рисунок А.2). Загрузка определяется как отношение мощности на валу ПЭД к номинальной мощности:

Р +Р 15595+400

в = Рэцн + Рпр. . 100% = 15595 + 400 . 100% = 49,9% Р Рном. 32000

При загрузке 49,9% КПД двигателя составляет 0,81 (рисунок А.2).

Рпэд = рэцн + рпр. = 15595+400 = 19746 Вт

пэд ппэд.ф. 0,81 .

8.5 Определение потерь в кабеле

Рабочий ток погружного электродвигателя определяется по выражению (2.17):

I =

Р

ПЭД

19746

л/3 • и • соб^ л/3 • 1000 • 0,72

= 15,835 А.

Потери в кабеле находятся по формуле (2.18):

АРкя =

1,732 • р • Ь[1 + a(t - 20)] • I Б

1,732 • 0,0195 • 10-6 • 1700 • [1 + 0,0041 • (45 - 20)] • 15,835 2

16-10

-6

= 985 Вт.

Рисунок А.2 - Зависимость КПД двигателя от загрузки

2

6 Расчет потерь мощности в трансформаторе

Мощность нагрузки трансформатора находится по формуле (2.20):

8 = Рпэд + ЛРю, = 19746 + 985

0,72

28793 В А.

Потери мощности в двухобмоточном трансформаторе определяются по

(2.21):

дртр = дрх + ДРК

V ном. У

= 290 +1970 •

г 28793 л

100000

= 451,3 Вт.

2

2

7 Расчет потерь в станции управления

При отсутствии информации о значении потерь в станции управления можно приближенно считать, что ее КПД равен 97%. Тогда потери в станции управления:

дрсу = (Рпэд + ДРкл + ДР^-Лсу) = (19746 + 985 + 451)^(1 -0,97) = 635,5 Вт.

8 Расчет потерь мощности в сетевом и выходном фильтрах Расчет не производится ввиду отсутствия данных.

9 Расчет суммарной активной мощности, потребляемой УЭЦН Потребляемая УЭЦН активная мощность определяется по (2.25):

(рпэд + дркл + дртр) (19746 + 985 + 451) р =-=-= 2183/ Вт

Псу • пфв • Пфс 0,97-1 •1

10 Определение нормативного удельного расхода электроэнергии установкой ЭЦН на добычу

Объемное удельное энергопотребление установки ЭЦН определяется по выражению (2.27):

ОБ. _ £

W"Б• =

уд.

= 21837 = 18712 кВт^ч/м3.

дч 1,167

Для определения массового удельного энергопотребления установки ЭЦН следует использовать выражение (2.28):

W = = 21837 = 41 594 кВт-ч/т.

™УД-М- д-ч 0,525 41,594

Для приведения удельного расхода электроэнергии к подъему жидкости с глубины один километр используют формулы (2.29) и (2.30):

WУДМ =-5— =-= 25,99 кВт-ч/(км-т).

УДМ Нл • д'ч 1600 • 0,525 ( )

Таким образом, для данной скважины удельное энергопотребление составляет 18,7 кВт-ч/м3 скважинной жидкости и 41,6 кВт-ч/т нефти. Эти данные практически совпали с результатами измерений (19,0 кВт-ч/м3 и 42,3 кВт-ч/т).

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Результаты расчета энергопотребления на механизированную добычу скважинной жидкости установками ЭЦН

Номер скважины Тип насоса Тип ПЭД Глубина спуска, м Дебит по скважинной жидкости, м3/сут Масса добываемой нефти в сут, т Динамический уровень, м Полезная мощность, кВт Потребляемая насосом мощность, кВт Потребляемая электродвигателем мощность, кВт Потери в кабельной линии, кВт Потери в трансформаторе, кВт Потери в станции управления, кВт Суммарная активная мощность УЭЦН, кВт Объемное удельное энергопотребление, (кВт-ч)/м3 Массовое удельное энергопотребление, (кВт-ч)/ т

1 э-250-1300 70-117 1457 243 12,4 1400 34,4 56,1 68,2 3,61 1,69 2,20 75,7 7,5 146,6

2 э-45-1450 32-117 1600 44 18,7 1350 6,0 17,7 22,0 1,21 0,48 0,71 24,4 13,3 31,3

3 э-45-1300 32-117 1522 35 13,7 1350 4,8 14,7 18,6 1,0 0,46 0,60 20,7 14,2 36,3

4 э-45-1600 32-117 1652 25 9,8 1600 4,0 14,9 19,2 0,79 0,41 0,61 21,0 20,2 51,5

5 Э-45-1300 32-117 1567 53 12,6 1100 5,9 18,4 21,6 1,54 1,62 0,55 25,6 11,6 48,7

б э-45-1450 32-117 1б70 42 8,6 1200 5,1 15,0 19,2 1,05 0,45 0,62 21,3 12,2 59,6

v э-б0-1500 32-117 1701 38 15,5 1680 6,4 18,9 23,6 2,14 0,61 0,79 27,2 17,2 42,0

8 э-80-1350 32-117 1б81 60 29,6 1600 9,7 20,6 25,6 16,3 2,74 1,34 46,1 18,4 37,4

9 э-45-1500 32-117 1738 53 13,5 1200 6,4 20,1 24,1 1,87 1,65 0,60 28,4 12,9 50,6

10 э-125-1550 45-117 1724 95 15,2 1700 16,3 31,9 39,0 1,60 0,75 1,24 42,6 10,8 67,3

11 ЭЦН 500 140-117 1505 375 38,3 1500 56,9 121, 147,4 7,80 5,24 4,81 165, 10,6 103, 6

12 ЭЦН-35-1500 36 кБт 2005 9,6 2,2 1600 1,6 14,1 17,9 0,69 0,40 0,57 19,5 48,9 213,6

13 ЭЦН-30-2200 3б кБт 2322 18 12,7 1900 3,4 15,7 19,4 0,81 0,42 0,62 21,2 28,3 40,18

14 ЭЦН-80-2100 56 кБт 2384 33,3 8,4 1680 5,6 18,2 22,4 1,09 0,47 0,72 24,7 17,8 70,67

15 ЭЦН-500-1S00 280 кВт 22S0 457 20,1 910 23,6 64,7 79,7 13,7 3,12 2,90 99,56 9,30 118,88

1б 2ВННП5-59-2300-Новомет 40 кВт 2512 35,7 2,3 220 0,79 2,08 3,00 0,02 0,29 0,10 3,41 2,29 35,59

17 ЭЦНА5-45-2100-205Алнас 36 кВт 21S2 41,3 12,9 960 4,00 11,7 14,6 0,47 0,36 0,46 15,9 9,28 29,72

1S ЭЦНМ5^0-2250 50 кВт 2044 55,7 5,4 1550 8,7 19,3 23,8 1,23 0,49 0,77 26,3 11,35 117,1

19 ЭЦН-200-2000 125 кВт 2400 55,7 44 1740 9,7 34,9 42,6 3,93 0,99 1,43 48,9 21,1 26,71

20 ЭЦН^0-2100 56 кВт 20б9 б0,б 20,9 1310 8,01 17,0 21,1 0,96 0,45 0,67 23,1 9,16 26,56

21 ЭЦН-50-2000 36 кВт 1920 бб 25,б 1160 7,7 15,7 19,5 0,82 0,42 0,62 21,3 7,77 20,04

22 ЭЦНД5-50-1900 40 кВт 1994 б5,7 2S,2 1550 10,2 21,4 26,2 1,50 0,54 0,85 29,2 10,67 24,85

On 4

2ВННП5-

23 59-2300-Новомет 40 кВт 191б 70 14,3 1200 8,48 16,3 20,1 0,88 0,43 0,64 22,1 7,58 37,10

24 ЭЦНД5-50-1900-Борец 40 кВт 1994 б5,7 2S,2 1550 10,2 21,4 26,2 1,50 0,54 0,85 29,2 10,67 24,85

25 400Р10-1б0-2300-345 83 кВт 2255 9б,б 45,S 1750 17,0 37,9 46,2 4,62 1,13 1,56 53,5 13,30 28,05

2б ЭЦН5-125- 1900-CVRЛемаз 56 кВт 1915,5 10б,3 14,2 1320 14,1 26,7 32,7 2,32 0,69 1,07 36,8 8,31 62,19

2ВННП5-

27 79-2300-Новомет 50 кВт 2390 109,4 б,3 1240 13,7 27,4 33,5 2,43 0,71 1,10 37,7 8,28 143,8

2S 400Р16-1б0-2000-325 110 кВт 1950 119,1 3,1 960 11,5 22,2 27,2 1,61 0,56 0,88 30,3 6,11 234,6

29 ЭЦНМ5-125-1500-Л2Лемаз 63 кВт 1733 122, 6,S 920 11,3 19,9 24,5 1,30 0,51 0,79 27,1 5,32 95,72

30 ЭЦН-200-2000 125 кВт 2379 140,2 4,2 1900 26,9 53,8 65,3 9,24 2,09 2,30 79,1 13,52 451,4

31 ЭЦН-125-1700 90 кВт 2081 143,3 6,3 1550 22,4 39,3 47,9 4,97 1,20 1,62 55,7 9,33 212,3

32 ЭЦН-160-2000 90 кВт 2030 152 7,8 1650 25,3 43,6 55,1 6,11 1,43 1,82 62,5 9,87 192,3

33 ЭЦН5А-160-2100 90 кВт 1839 158,6 2,8 1170 18,7 32,3 39,4 3,37 0,88 1,31 45,1 6,81 385,8

34 ЭЦН-200-1500 90 кВт 1563 195,1 4,9 900 17,7 32,8 40,1 3,48 0,90 1,33 45,8 5,64 268,2

35 400Р22-200-299 132 кВт 2241 254,9 36,1 1550 39,9 73,9 89,6 17,4 4,00 3,33 114,4 10,77 76,07

36 400Р22-200-2000-311 132 кВт 1950 265,5 50,6 1290 34,6 64,1 77,7 13,1 2,96 2,81 96,7 8,74 45,87

37 400Р30-400-2300-308 166 кВт 2648 334,1 21,5 1660 56,1 108 130,5 36,9 9,37 5,31 182,3 13,10 203,5

38 DN-5800-2100 313 кВт 1761 812,1 14,1 790 66,2 125 151 49,4 13,3 6,41 220,3 6,51 375,0

39 400P60-S00-335 264 кВт 2177 4SS,6 22,S 1380 68,4 118 142,7 44,1 11,6 5,95 204,5 10,05 215,3

40 400Р30-400-2300-30S 154 кВт 1955 374 23,1 1200 45,4 81,1 98,3 20,9 4,89 3,72 128 8,21 132,9

41 ЭЦН-500-1S00 250 кВт 2325 400 S,6 1640 66,4 136 163,8 58,2 16,2 7,15 245,7 14,74 685,7

42 ЭЦН-500-1S00 250 кВт 2332 42S,6 13,2 1520 66,0 132 159,6 55,2 15,2 6,90 237,2 13,28 431,3

43 400Р35-500-2300-33S 220 кВт 193S 431 21,7 1170 51,1 102 123,7 33,1 8,26 4,95 170,2 9,48 188,3

4 400Р43-б00-2000-315 264 кВт 2095 44S,4 17 10 0,74 1,27 2,02 0,01 0,29 0,07 2,40 0,13 3,38

45 400Р43-б00-2300-3б0 264 кВт 2030 454,9 12 1470 67,8 117 141,3 43,2 11,3 5,88 202 10,66 404

4б ЭЦН-500-1900 250 кВт 200S 45б,3 7,б 1290 59,7 118 141,5 43,4 11,3 5,89 202,4 10,65 639,2

47 400Р35-500-2300 188 кВт 2534 359 24,б 1790 65,0 141 170,8 63,2 18,1 7,57 260 17,38 253,6

On 7

4S 400P60-S00-2000-26S 264 кВт 233S S04,5 20,1 10 2,67 3,94 5,23 0,06 0,30 0,17 5,76 0,17 6,88

49 400Р43-б00-2300-3б0 264 кВт 1909 520,7 15,б 1530 80,8 147 177,5 68,3 19,8 7,97 274 12,63 421,5

50 ЭЦН5-50- 1750-CVRЛемаз 32 кВт 1б54 22,1 б,1 460 1,02 4,2 5,63 0,07 0,30 0,18 6,19 6,72 24,35

51 УЭЦШ^-900 32-117 1414 95 27,б 545 6,4 15,2 19,5 0,9 0,4 0,5 21,4 5,4 18,6

On 00

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Программа расчета удельного энергопотребления установки погружного

электроцентробежного насоса

% Программа расчета удельного энергопотребления ЭЦН % Ввод исходных данных

Н=1688 % глубина спуска насоса, м

Hd=1600 % динамический уровень, м

0д=28 % дебит по жидкости, м3/сут

0п=12.6 % дебит по нефти, т/сут

р_рг=7е6 % давление на приеме насоса, Па р_Ьи£=1.7е6 % давление буферное, Па p_zatr=1.7e6% давление затрубное, Па p_nas=8e6 % давление насыщения, Па к_оЬ=.41 % объемная обводненность продукции 0=62.3 % газовый фактор, м3/м3

0_д=.018 % секундный дебит по газу, м3/с £=50 % площадь поперечного сечения, см2

д=9.81 % Ускорение свободного падения, м/с2

pause

%------Мощность, потребляемая насосом

д_Ьг=19.13 % масса 1 м трубы с муфтой, 19,13 кг/м

0=Н*д_Ьг*д % Вес колонны, Н

Бп=.114 % Наружный диаметр трубы, м

Dvn=.100 % Внутренний диаметр трубы, м

F_t=pi/4*(Dnл2-Dvnл2) % площадь сечения трубы, м2

Е=2.1е11 % Модуль упругости стали

dl=Q*H/(E*F_t) % Удлинение колонны, м

Ls=H+dl % глубина спуска с учетом растяжения НКТ, м

% Потери напора в колонне НКТ

lambda=0.03

■у=.031

d=.117

h=lambda*Ls*vл2/(2*g*d) % Потери напора в колонне НКТ, м

% Объемный коэффициент жидкости на буфере

Bv=1 % объемный коэффициент воды

Вп=1.1 % объемный коэффициент нефти

B_buf=k_ob*Bv+(1-k_ob)*Bn % Объемный коэффициент жидкости на буфере

% Объемное расходное газосодержание betta=1-1/((1+p_buf*1e-5)*B_buf/G+1)

% Истинное газосодержание

Ср=.02 % скорость всплытия газовых пузырьков, Сд =

0,02 м/с

C=Q_g/(f*1e-4) % приведенная скорость газа в колонне НКТ,

м/с

psi=betta/(1+(Cp/C)*betta) % Истинное газосодержание

% Давление работы газа в колонне НКТ p_g=p_nas*(1/(1-.4*psi) -1)

% Потребное давление насоса го_д=890 % плотность

p_potr = ro_g * g * Hd+ro_g * g*h+p_buf-p_zatr-p_g %

% П о л е з н а я м о щ н о с т ь

P_pmm = p_ptr * Qg /(24*3600) % Пол-ая мощность

% Мощность, потребляемая насосом с потерями

nu_ecn = 0.29 % КПД центробежного насоса

P ecnn = P pm / пи есп % Мощность с учетом потерь, Вт

Pause %

% Мощность, потребляемая протектором

P_pr = 400 % потребляемой протектором мощность, Вт

pause

% Определение потребляемой ПЭД мощности nu_ped = 0.8 % КПД ПЭД

P ped = (P ecn+P pr) / nu ped % потребляемая ПЭД мощность

pause

% Определение потерь в кабеле

cosfi=.72 %

U=1000 % I=P_ped/(sqrt(3)*U*cosfi) %

Ro =0.0195e-6 %

Alfa = 0.0041 %

t_ = 47 % F = 15.6e-6

dP kl = 1.732*ro *(Ls+50)*(

Коэффициент мощности двигателя Напряжение питания двигателя Рабочий ток двигателя, А уд. сопр. жил, Ом*м Темп. коэфф. сопр. меди Ср. темп. жил

% Площадь Сечения жилы кабеля, м2 ,1£а *(t-20))*IЛ2/F

pause

% Расчет потерь в трансформ.

S_=(P_ped_+dP_k1_)/cosfi_ % Мощность нагр. транс-ра, ВА 8_пош_=1е5 % Ном. мощность трансф., ВА

dPx_=294 % Потери ХХ, Вт

dPk_=1972 % Потери КЗ, Вт

dP_tr_=dPx_+dPk_*(S/S_пoш_)Л2 % Потери мощн. в двухобм. трансформ., Вт

pause

% Потери в СУ

nu_su=0.973 % КПД СУ

dP_su=(P_ped+dP_kl+dP_tr)*(1-nu_su)

pause

% Расчет суммарной активной мощности, потребляемой установкой ЭЦН P sum=(P ped+dP kl+dP tr)/nu su

pause

% Определение норм. уд. расхода ЭЭ УЭЦН на добычу

Wud_ob=P_sum/(Qg/24) % Объемное удельное энергопотребление

установки ЭЦН, кВт ч/м3

Wud_mas=P_sum/(Qn/24) % Массовое удельное энергопотребление

установки ЭЦН, кВт ч/т

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Материалы, относящиеся к внедрению результатов диссертационной работы