Совершенствование привода штанговых насосных установок для добычи высоковязкой нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, кандидат технических наук Афанасьев, Николай Васильевич

• Афанасьев, Николай Васильевич
• кандидат технических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат технических наук Афанасьев, Николай Васильевич

Введение

Глава 1. Анализ существующей техники и технологии по добыче высоковязкой нефти и битумов

1.1. Анализ конструктивных особенностей существующих регулируемых приводов для винтовых насосных установок

1.2. Опытная эксплуатация винтовой насосной установки с поверхностным приводом

1.3. Цели и задачи по разработке и усовершенствованию регулируемого привода винтовых насосных установок

Выводы

Глава 2. Теоретическое обоснование режимных параметров винтовой насосной установки с поверхностным приводом, обеспечивающих эффективные гидродинамические условия работы пласта

2.1. Метод определения заданного режима эксплуатации скважины

2.2. Метод расчета гидродинамики фильтрации жидкостей к стволу скважины

2.3. Метод расчета режима постоянного отбора жидкости из скважины

2.4. Принципы обеспечения режимных параметров работы пласта

2.5. Расчет основных параметров одновинтовых насосов

2.6. Анализ результатов математического моделирования по выбору мощности электродвигателя для винтовой насосной установки (энергетический расчет)

2.7. Метод расчета параметров и математическое моделирование режима напряжения и электропотребления короткозамкнутого асинхронного электродвигателя и ЛЭП

2.8. Расчетная схема электрической сети, включающая параметры схемы замещения АД и участка питающей линии

2.9. Математическое моделирование параметров энергетических характеристик системы АД - питающая линия

Выводы

Глава 3. Экспериментальное определение рабочих параметров одновинтового насоса на малой физической модели

3.1. Основные узлы, элементы и принцип работы лабораторного стенда

3.2. Методика проведения экспериментальных исследований

3.3. Результаты экспериментальных исследований при физическом моделировании режима работы винтового насоса с поверхностным приводом

Выводы

Глава 4. Совершенствование основных элементов штанговых насосных установок

4.1. Конструктивная компоновка поверхностного привода скважинного винтового насоса

4.2. Принцип работы поверхностного привода скважинного винтового насоса

4.3. Разработка станции управления для регулируемого привода с защитой от перегрузок

4.3.1. Цели и задачи создании регулируемого привода для винтовых насосных установок

4.3.2. Разработка принципиальной схемы винтовой насосной установки с регулируемым приводом

4.3.3. Разработка рабочей документации

Выводы

Глава 5. Исследование режима работы привода винтовой насосной установки в установившихся и переходных процессах (регулировочный расчет)

5.1. Метод расчета граничных параметров электромеханического комплекса добычной скважины в переходном процессе

5.2. Метод расчета граничных параметров электромеханического комплекса добычной скважины с установками продольной и поперечной компенсации и шунтирующим активным сопротивлением в переходном процессе

5.3 Математическое моделирование процесса пуска винтовой насосной установки с поверхностным приводом без учета и с учетом установок продольной и поперечной емкостной компенсации

5.4. Совершенствование режима напряжения и электропотребления существующих схем электроснабжения электромеханических комплексов

5.5. Оценка эффективности применения РПН с БАР и технических средств компенсации реактивной мощности и потерь напряжения

5.6. Совершенствование индивидуальных технических средств по компенсации реактивной мощности и потерь напряжения

5.7. Экспериментальные исследования установившегося режима напряжения и электропотребления

5.8. Расчет ожидаемого годового экономического эффекта при условии совершенствования режима электропотребления

5.9. Расчет ожидаемого годового экономического эффекта при сравнении конкурирующих вариантов ШСНУ и УНВП

Выводы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование привода штанговых насосных установок для добычи высоковязкой нефти»

Многие месторождения не только Урало-Поволжья, но и России в целом, находятся в поздней или завершающей стадии эксплуатации. Как правило, в этих условиях скважинные флюиды характеризуются высокой вязкостью, наличием в их составе асфальто-смоло-парафиновых отложений. Проблемы усугубляются низкими пластовыми давлениями, склонностью флюидов к структурообразованию. В результате количество малодебитных скважин, т.е. имеющих дебит до 5 т/сут, непрерывно растет. Например, в АНК «Башнефть» такие скважины составляют свыше 80 % от общего фонда. Значительное количество скважин имеет дебит менее 3 т/сут. В частности, в ОАО «Татнефть» их свыше 20 % от всего фонда.

Увеличение фонда малодебитных скважин происходит и за счет ввода в эксплуатацию месторождений с трудно извлекаемой нефтью, в частности с высоковязкой и неньютоновской, с низкими пластовыми давлениями и т.д.

Серьезные проблемы возникают при добыче битумов, запасы которых в Республике Татарстан значительны.

При насосной эксплуатации нефтяных скважин наиболее распространенными являются штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) и установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Первые из них используются в малодебитных скважинах и характеризуются как громоздкое, металлоемкое и дорогое наземное оборудование. Для УЭЦН характерно применение в высокодебитных скважинах. Общим недостатком этих установок, является сложность в обслуживании и их неустойчивость в работе при добыче жидкости с высоким содержанием механических примесей и газа.

Анализ структуры себестоимости добычи нефти показывает, что расходы на электроэнергию составляют в ней 30.50 %. Это является определяющим при выработке стратегии повышения эффективности механизированной добычи нефти, которая может быть реализована только с помощью комплекса организационно-технических и технологических мероприятий.

Существующие механизированные способы добычи нефти штанговыми скважинными насосными установками не обладают способностью создать стационарное движение жидкости в пласте. Поэтому для создания стационарного потока в скважине используют электроцентробежные насосные установки, но их применение для добычи высоковязкой нефти из малодебитных скважин практически невозможно, так как они обладают большой производительностью при низком давлении на выходе насоса, что нерационально в указанных условиях.

Наиболее перспективным для добычи высоковязкой нефти из малодебитных скважин является использование винтовых насосных установок. Винтовые насосные установки с погружным электродвигателем для добычи высоковязкой нефти создают стационарные потоки жидкости в пласте, но их практическое использование ограничено гидрогеологическими и гидродинамическими условиями месторождения. Из анализа технической литературы и опыта эксплуатации винтовых насосов с погружным электродвигателем можно сделать вывод, что ресурс этих установок не продолжителен. Это связано с тем, что высокая скорость вращения винта в статоре приводит к быстрому износу оборудования, а электродвигатель, обладающей низкой частотой вращения, с учетом заданных поперечных габаритов скважины создать практически невозможно. Поэтому как один из перспективных рассматривается вариант вращения винтового ротора при помощи колонны вращающихся штанг от поверхностного привода.

Винтовые насосные установки с поверхностным приводом получили в последние годы широкое распространение. Эти установки наиболее соответствуют требованиям эксплуатации малодебитных скважин редуцирующих высоковязкие флюиды.

Для получения максимальной нефтеотдачи пластов при минимальных затратах электрической энергии необходимо создание стационарных потоков и упруго-замкнутого режима фильтрации в пласте. Для реализации этой технологии наиболее рационально применение винтовых насосных установок с поверхностным приводом, обеспечивающих низкую частоту вращения штанговой колонны, благодаря чему минимизируются эмульгирующее воздействие на флюид, обеспечивается оптимальный режим работы системы «пласт - насос - привод» и минимизируются энергозатраты, что в сочетании с высокой работоспособностью и нагрузочной способностью гарантирует эффективность процесса нефтедобычи.

При разработке новых комплексов и установок особое внимание обращено на согласование их рабочих параме гров с режимными параметрами скважины с целью обеспечения заданного режима притока флюида в скважину. Регулирование скорости вращения штанговой колонны позволяет установить подачу насоса, соответствующую дебиту скважины, в результате чего создается наиболее благоприятный режим нефтеотдачи пласта. Особенно остро стоит необходимость решения такой задачи при разработке месторождений с высоковязкой нефтью и тех, что находятся на поздней стадии разработки.

Данная диссертационная работа направлена на решение сформулированной выше важной народно-хозяйственной проблемы путем разработки технически, экономически и экологически обоснованного скважинного электромеханического комплекса (СЭК), который включает в себя скважину, винтовую насосную установку с поверхностным приводом, станцию управления с защитой, систему контроля и передачи информации и увязывает в единую систему гидродинамику месторождения, технику и технологию, электроэнергетику, экономику и экологию.

Тема диссертационной работы и решаемые в ней задачи по разработке, исследованию и оптимизации режимных параметров СЭК по добыче высоковязкой нефти и битумов, как представляется, являются весьма актуальными в контексте современных научных поисков, направленных на повышение эффективности механизированной добычи нефти.

Структура и содержание работы. 9

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 134 страницах машинописного текста, содержит 54 рисунка, 16 таблиц, библиографический список из 56 наименований и 6 приложений.

Заключение диссертации по теме «Машины, агрегаты и процессы (по отраслям)», Афанасьев, Николай Васильевич

Выводы

1. В данной главе создана математическая модель электромеханического комплекса добычной скважины, оборудованной винтовым насосом с поверхностным приводом, увязывающая в единую систему гидродинамику месторождения, технику и технологию, электроэнергетику, экономику и экологию.

2. Разработана математическая модель поверхностного привода винтовой насосной установки, включающая в себя следующие составляющие: участок линии электропередачи (ЛЭП), индивидуальный трансформатор напряжения, установки продольной компенсации (УПК) и установки поперечной компенсации (УПЕК), механизированный комплекс (винтовая насосная установка с поверхностным приводом), станцию управления с защитой, систему контроля и передачи информации, ■

3. Разработаны рекомендации по автоматическому регулированию напряжения привода винтовой насосной установки по результатам анализа режимов работы этой установки.

4. Экспериментальными исследованиями в лабораторных и промысловых условиях доказано снижения энергоемкости приводных комплексов добычных скважин за счет уменьшения пусковых моментов и использовании в этих комплексах установок по компенсации реактивной мощности и потерь напряжения.

5. Модернизированы установки по компенсации реактивной мощности и потерь напряжения, совершенствующие условия эксплуатации энергосберегающих приводных комплексов добычных скважин. Эти компенсирующие установки внедрены на промыслах нефтегазодобывающих предприятий ОАО «Татнефть».

6. Фактический экономический эффект от внедрения основных результатов работы автора превышает сумму в 300 тысяч рублей при наработке двух экспериментальных установок только до 15.04.2002 г. (настоящее время установки продолжают фракционирование).

Заключение (основные выводы и рекомендации)

1. Обоснованы принципы проектирования энергосберегающих комплексов нефтепромыслового оборудования добычи высоковязкой нефти не требующие применения стандартных технологий обычно снижающих свойства скважинных флюидов.

2. Аналитическими исследованиями показано, что энергоемкость добычи нефти в идентичных условиях при вращательном движении штанговой колонны ниже в сравнении с возвратно-поступательным принципом подъема жидкости из скважины. Расчеты показывают, что мощность привода для винтовых насосных установок должны быть в два раза меньше мощности двигателя штанговой скважинной насосной установки.

3. Разработан электромеханический регулируемый энергосберегающий приводной комплекс для штанговых скважинных насосных установок, позволяющий регулировать подачу насоса по условиям добычных возможностей скважины.

4. Экспериментальными исследованиями в лабораторных и промысловых условиях доказано снижения энергоемкости приводных комплексов добычных скважин за счет уменьшения пусковых моментов и использовании в этих комплексах установок по компенсации реактивной мощности и потерь напряжения.

5. Опытная эксплуатация винтовой насосной установки с разработанным регулируемым энергосберегающим приводом показала, что можно снизить энергозатраты на добычу нефти не менее чем в два раза.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Афанасьев, Николай Васильевич, 2002 год

1. Афанасьев Н.В., Нурбосынов Д.Н. Совершенствование режима напряжения и электропотребления в условия предприятий нефтедобычи // Нефть Татарстана, -1999, № (1-2), - с. 64-67.

2. Афанасьев Н.В., Нурбосынов Д.Н. Исследование самозапуска погружного электродвигателя // Нефть Татарстана, 1999, - № (3-4), - с. 56-58.

3. Афанасьев Н.В. Выбор мощности электродвигателя для винтовой насосной установки. // Нефть и газ 2000: Проблемы добычи и переработки: Межвуз. сбор. науч. труд. - Уфа. Изд. УГНТУ, 2001. - с. 206-210.

4. Афанасьев Н.В. Защиты электропривода насосных установок от перегрузки. // Проблемы нефтедобычи Волго-Уральской региона: Тез. докл. межвуз. научно-метод. конференции. / Уфа: Издательство УГНТУ, 2000, - с. 111-112.

5. Вагин J1.JL, Горбатов B.C. Проблемы и перспективы внедрения погружных винтовых электронасосов при добыче высоковязкой нефти // Нефт. хоз-во.-1987.-№ 8: с.36-38.

6. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высшая школа, 1978.

7. Веников В.А., Веников Г.В. Теория подобия и моделирования (применительно к задачам электроэнергетики): М.: Высшая школа, 1984.

8. Горная энциклопедия. М : изд. Советская энциклопедия, 1984. - Том 1.

9. Гремя ков А.А., Строев В.А. Определение мощности и размещения конденсаторных батарей в распределительных электрических сетях с учетом режима напряжений. Электричество, 1976. - № 12.

10. ГОСТ 13109-87 "Нормы качества электрической энергии у электроприемников общего назначения." М.: Госстандарт, 1987.

11. П. Горштейн В.М., Тимофеев В.А. Методика расчета на ЭВМ установившегося режима электрической сети // Труды ВНИИЭ. М.: Энергия, 1978. - Вып. 54.

12. Гусейнов Ф.Г., Мамедяров О.С. Экономичность режимов электрических сетей. М.: Энергоатомиздат, 1984.

13. Efficient electric motors deliver significant saving. Air Cond. Heat and Rebrig News. 1986, -Vol. 169, № 14, p.8-9.

14. Жежеленко И.В. и др. Качество электроэнергии на промышленных предприятиях. К.: Техника, 1981.

15. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. -М.: Недра, 1986.-332 с.

16. Иванов О.В. и др. Исследование самораскачивания асинхронных двигателей в сетях с последовательными конденсаторами. М.: Электричество, 1969. - № 3.

17. Иванов О.В. и др. Статическая устойчивость АД с последовательными конденсаторами. М.: Электротехника, 1970. - № 6.

18. Идельчик В.И. Расчеты установившихся режимов электрических систем / Под ред. В.А. Беликова. М.: Энергия, 1977.

19. Использование винтовых насосов с поверхностным приводом в АО "Черногорнефть"/ Локтев А.В. и др.// Нефт. хоз-во.-1995. -№ 9.-С.54-55.

20. Испытание винтовых насосов с поверхностным приводом / Брот А.Р., Султанов Б.З., Идиятуллин P.M., Матяш С.Е.// Нефт. хоз-во.-1992.-№ 7.-С.36-37.

21. Казак А.С. Добыча нефти глубинными винтовыми насосами // Нефт. хоз-во.-1991 ;-№ 12. -С.39-40.

22. Казак А.С. Установки глубинных винтовых насосов нового типа для добычи нефти // Нефт. хоз-во.-1989-№2,- С.62-63.

23. Ковач К.П., Рац И. Переходные процессы в машинах переменного тока. M.-JL: Госэнергоиздат, 1963.

24. Копытов Ю.В., Чуланов Б.А. Экономия электроэнергии в промышленности: Справочник. М.: Энергоатомиздат, 1982.

25. Крылов А.В. Одновинтовые насосы, М.; Гостоптехиздат, 1962,- 154 с.

26. Кулизаде К.Н. Рациональное использование электрической энергии на нефтяных промыслах. Баку, 1967.

27. Кононенко Е.В. и др. Электрические машины (спец. курс). М.: Высшая школа, 1975.

28. Корн Гранине А., Корн Тереза М. Справочник по математике для научных работников и инженеров. Определения, теоремы, формулы. М.: Наука, 1973.

29. Костенко М.П., Пиотровский JI.M. Электрические машины, ч. 1. -JI.: Энергия, 1972.

30. Cochran A. Maneuvering through the crunch with computerized well testing. Pacific Oil World, 1986,-Vol. 78, № 4, p.18-19.

31. Lea J. What's new in artificial lift. World Oil, 1985,-Vol. 200, № 6, p. 39-46.

32. Lea J. Artificial lift: many development's are emerging. World Oil, 1984, -Vol. 1985, №4, p.52-57.

33. Lea J.F. New pump off controls improve performance. Petrol . Eng., 1986, -Vol. 58, №12, p. 41-44.

34. Landrym B.L, Crornford P.B. Effect of drain hob drilling production capacity. J.PetroI. Techno!., v.7, № 2,1955.

35. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика -М.: Недра, 1996.-367 с.

36. Мельников Н.А., Солдатки на JI.A. Регулирование напряжения в электрических сетях. М.: Энергия, 1968.

37. Мельников Н.А. Электрические сети и системы. М.: Энергия, 1975.

38. Меркулов В.П., Сургучев М.Л. Определение дебита и эффективности на наклонных скважин. - Нефтяное хозяйство, № 1, 1960.

39. Miller P.D. New pump-off controller saves energy, reduces wear. World Oil., 1985,-Vol. 200, № l,p. 116-117.

40. Нефтепромысловое оборудование; Справочник / Под ред. Е.И. Бухаленко. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1990.:- 559.

41. Нурбосынов Д.Н. Методы измерения и совершенствование технических средств централизованного и местного автоматического регулирования показателей режима напряжения и электропотребления. С-Пб.: Энергоатомиздат, Санкт-Петербургское отделение, 1999.

42. Нурбосынов Д.Н. Методы расчетов и математическое моделирование режима напряжения и электропотребления в установившихся и переходных процессах. С-Пб.: Энергоатомиздат, Санкт-Петербургское отделение, 1999.

43. Нурбосынов Д.Н., Чернявская И.А. Математическое моделирование режима напряжения при быстром изменении параметров сети и нагрузки // Экспресс-информация, серия «Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности», 1990. Выпуск 2.

44. Skinner D.R. Efficient use of electric power in production operations. Proc. Prod. Oper. Symp. Oklahoma City, Febr. 27-March 1,1983, p. 131-138.

45. Поляк Б.Г. Введение в оптимизацию. М.: Наука, 1983.1.l

46. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях / Под ред. Г.Е. Поспелова М.: Энергоиздат, 1981.

47. Прейскурант № 09-1. Тарифы на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую электросистемами и электростанциями. Министерства энергетики и электрификации СССР. М.: Прейскурантиздат, 1980.

48. Султанов Б.З., Зубаиров С.Г., Афанасьев Н.В. Штанговая насосная установка с регулируемым приводом. // Прогрессивные технологии в добыче нефти: Сборник научных трудов. / Редкол: Шаммазов А.М. и др. Уфа: Издательство УГНТУ, 2000, с. 76-86.

49. Султанов Б.З., Афанасьев Н.В. Система защиты скважинной насосной установки. / Проблемы Восточно-Уральскойнефтегазовой провинции: тезисы докладов международной научно-практической конференции. Уфа: Издательство УГНТУ, 2001, - с. 55-56.

50. Halloran J. Take a closer look at control of centrifugal compressors. Power., 1986,-Vol. 130, № 12, p. 77-79.

51. Hughes P.S. Variable-speed generator improves turbine efficiency. Mod. Power. I Syst, 1986, -Vol. 6, № 12, p.32-35.

52. Zell B.P. Design and evaluation of variable speed pumping systems. ASHRAE Transact, 1985, -Vol. 91, Pt. 1 В., p. 214-223.

53. Р2н 7,5 Р1н 8571,429 Мн 49,22165 Rdv 11,5664 Таблица № 1

54. U1h 380 11 и 15,14295 Мп 103,3655 Xdv 8,26368кпд 0,875 Ифн 15,14295 Мм 123,0541

55. Nh 1455 No 1500 Экр 0,143739 Zdv 14,21513

56. CosVh 0,86 sh 0,03 и1фн 219,3931 Ydv 0,950434

57. Pp 2 f2H 1,5 Хк 2,926263 Ra 11,5664

58. Kio 0,466 dPlH 1071,429 s 0,03 Хэ 8,26368

59. K1p 5,7 К 3,25 К1 8,619973 Ya 0,620362

60. Kmp 2,1 dPTp 197,4375 2 0,523513 Za 14,21513

61. Kmm 2,5 dPflo6 42,85714 R2lijtp 0,516286 Иф 15,43377

62. D1n 300 R10 0,72292 Zo 31,09041 1)1ф 219,3931

63. Обмотка Y dPalH 497,3162 Ro 2,823629 DU 0f1 50 Рмех 7740,295 Хо 30,96193 12ф 12,07471

64. B=0 D 1 dPa2H 239,3906 Ифоа 0,640881 Рэ 7527,377

65. B=1 Y dPcT 94,42722 И фор 7,027453 P2 7301,556

66. R1 0,583 11 фо 7,056615 R11 17,93245 Р1 8265,394

67. Kte 1,24 Но 7,056615 Z11 18,16964 Q1 8265,394kL 4 dPalo 87,09289 S1 11689,03

68. YL 76 P1o 421,8148 KPD1 0,883389tgYL 4 CosVo 0,09082 N2 1455

69. ZL 0 Vo 1,479851 M 47,91928

70. XL 0 Vog 1,510063 S1c 8902,102

71. RL 0 I1n 86,31482 Q1c 3306,158

72. SSh 8720,93 11 фп 86,31482 АС L x г R X Z

73. Uh 380 dPaln 13030,49 95 3 0,33 0,334 1,002 0,99 0,154609

74. Результаты математического моделирования рабочих и механических параметров АДs U1 KPD1 Р2о.е. Р1о.е. Иф.о.е. CosV N2o.e. DUo.e. s Mo.e.

75. Q1o.e. 0,952436 0,950542 0,949259 0,948377 0,948236 0,948105 0,947984 0,947871 0,947765 0,947339 0,947041