Содержание к диссертации
Введение
1 Основные проблемы эксплуатации электроцентробежных насосов для добычи нефти
1.1 Факторы, осложняющие скважинную добычу нефти установкой ЭЦН 8
1.2 Оценка общего теплопритока в области насосной установки 31
1.3 Вклад погружного насоса в процесс теплопритока 35
1.4 Оценка теплопритока из погружного электродвигателя 41
1.5 Моделирование теплообмена между погружным электродвигателем и флюидом 49
1.6 Оценка теплопритока в методиках по подбору У ЭЦН 54
1.7 Вычисление теплопритока по методике БашНИПИ 57
1.8 Промысловое исследование температуры погружного электродвигателя в процессе эксплуатации 61
1.9 Экспериментальная оценка максимальной температуры в насосе 63
2 Промысловые исследоваия коэффициента сепарации насосных сепараторов
2.1 Оценка эффективности работы газосепараторов 72
2.2 Определение коэффициента сепарации существующими методами 77
2.3 Решение задачи определения коэффициента сепарации газа на приёме насоса 85
2.4 Экспериментальное исследование коэффициента сепарации 88
3 Решение задачи термического состояния электроцентробеж ного насоса
3.1 Математическое описание теплового состояния погружного насоса в первом приближении 96
3.2 Сравнительный анализ полученных результатов 103
3.3.Технологический режим эксплуатации электроцентробежной установки 106
4 Практическое применение полученных результатов
4.1 Экспериментальные работы по обоснованию возможности защиты кабельной линии от перегрева насоса. 109
4.2 Защита плоской части кабельной линии 114
4.3 Анализ результатов применения защиты кабельного удлинителя от воздействия высокой температуры секций насоса 117
Заключение 120
- Оценка общего теплопритока в области насосной установки
- Оценка теплопритока в методиках по подбору У ЭЦН
- Определение коэффициента сепарации существующими методами
- Сравнительный анализ полученных результатов
Введение к работе
Актуальность проблемы
Современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется вовлечением в разработку залежей с низкими коллекторскими свойствами и, как правило, указанные объекты имеют низкие дебиты (15-35 м3/сутки). Интенсификация притока жидкости применением бурения пологонаправленных стволов, гидроразрыва пласта полностью проблему по увеличению дебитов скважин не решают. В итоге, в эксплуатационном фонде скважин, более половины составляют электроцентробежные насосы (ЭЦН) производительностью менее 50 м3/сутки. Низкопроизводительные установки электроцентробежных насосов в то же время часто выходят из строя («отказывают») и имеют самый наименьший межремонтный период эксплуатации.
Установка ЭЦН состоит из четырех основных узлов: погружного электродвигателя (ПЭД), гидрозащиты, насоса и кабельной линий. Эксплуатация установок ЭЦН в промысловых условиях показывает, что около одной третьи «отказов по узлам» приходится на кабель, а именно, на так называемый «кабельный удлинитель» - участку кабеля, прилегающего к насосу.
Расследование отказавших установок по кабельному удлинителю выявляет, что 80 % отказов происходит из-за перегрева прилегающего к насосу участка удлинителя. Температура среды в области нахождения удлинителя нередко превышает 100 0С, приводя к оплавлению электрической изоляции и смещению токопроводящих жил, и наступления режима «короткого замыкания». Аналогичное явление наблюдается и при применении термостойкого удлинителя, с рабочей температурой 230 0С; в случае применения термостойкого удлинителя, перегрев передается в муфтовое соединение с погружным электродвигателем, что приводит к отказу по электродвигателю.
К перегреву насоса приводит эксплуатация электроцентробежного насоса в режимах близких к «срыву подачи» - то есть в крайней левой части напорно-расходной характеристики ЭЦН (минимальный дебит, максимальный напор).
Наряду с оплавлением электрической изоляции «кабельного удлинителя» в самой установке, в лабиринтах рабочих аппаратов насоса происходит образование твердых отложений – кальцитов, характерных для месторождений в Западной Сибири.
Исследование температурного состояния погружного насоса и разработка рекомендации для предупреждения его перегрева является актуальной задачей и позволит повысить экономическую эффективность применения электропогружных насосов низкой производительности в добыче нефти.
Цель работы
Повышение эффективности работы электроцентробежных насосов низкой производительности на основе исследовании теплового режима ЭЦН и разработка способа защиты от действия высокой температуры.
Основные задачи исследований
1. Анализ и исследование основных причин отказа электроцентробежных насосов низкой производительности, работающих с большим газосодержанием на приеме. Анализ влияния свободного газа в добываемой жидкости на температурное состояние установки.
2. Решение задачи по оценке теплопритока в зоне насоса при эксплуатации ЭЦН с содержанием свободного газа на приеме насоса.
3. Промысловые исследования коэффициента сепарации сепараторов ЭЦН и температурного режима насоса.
4. Изучение явления «теплового удара» в установке ЭЦН.
5. Разработка способа защиты ЭЦН от перегрева.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленной задачи производилось в соответствии с общепринятой методикой выполнения научных исследований, включающей
анализ и обобщение промысловых данных;
разработку рабочих гипотез и концепций;
разработка математической модели теплопереноса в зоне насоса при эксплуатации ЭЦН с содержанием свободного газа
обработку результатов исследований методами математической статистики;
разработку новых технических средств и технологических процессов;
промышленную реализацию техники и технологии;
Научная новизна
1. Получена аналитическая зависимость температуры электроцентробежного насоса от содержания свободного газа на приеме насоса и установлено, что основной причиной оплавления кабельного удлинителя установок ЭЦН является образование высокой температуры в рабочих аппаратах насоса из-за наличия свободного газа в перекачиваемой смеси.
2. Разработана методика определения коэффициента сепарации насосных сепараторов в промысловых условиях. Установлено, что коэффициент сепарации сепараторов установок ЭЦН не более 18% и наличие сепаратора в конструкции ЭЦН влияет на температурный режим насоса незначительно.
3. Установлено, что при критическом газосодержании (0.5 и более) на приеме насоса происходит бесконтрольное повышение температуры насоса.
На защиту выносятся
1. Результаты исследований температурного режима электроцентробежного насоса низкой производительности при эксплуатации в режимах близких к «срыву подачи».
2. Методика определения коэффициента сепарации скважинного насосного оборудования в промысловых условиях.
3. Способ защиты электроцентробежного насоса низкой производительности от перегрева.
Практическая ценность результатов работы
Опытно-промышленные работы по защите «кабельного удлинителя» подтвердили хорошую сходимость полученных результатов по температурному режиму погружного насоса. Внедрение разработанного способа защиты ЭЦН от перегрева позволили увеличить межремонтный период установки в два и более раза. Полученный годовой экономический эффект составил более 600 тыс.рублей.
Апробация работы
Основные положения диссертации докладывались:
-на научно-технических советах при НГДУ «Нижнесортымскнефть» в 2003- 2004 г.г.
-на совещании по проблемам эксплуатации установок ЭЦН низкой производительности в Сургутской ЦБПО ЭПУ в 2006-2007 г.г.
-на кафедре «Нефтегазопромысловое оборудование» Уфимского государственного нефтяного технического университета в 2009 г.
- на научных семинарах кафедры геофизики Башгосуниверситета в 2010-2011 г.г.
-на совещании при главном инженере НГДУ «Нижнесортымскнефть» по вопросам эксплуатации низкопроизводительных установок ЭЦН в 2010 г.
- на II Всероссийской конференции УГНТУ, г.Уфа в 2010 г.
Публикации
Основные положения диссертации опубликованы в 16 статьях, 10 из них опубликованы в журналах, включенных в «перечень ВАК РФ».
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, 4 основных разделов, заключения, списка литературы и приложения. Список использованной литературы имеет 128 наименований. Общий объем диссертации 132 страницы, рисунков 32, таблиц 28, приложение к диссертации на 12 листах.
Оценка общего теплопритока в области насосной установки
Оценка теплопритока в области насосной установки, в особенности в погружном электродвигателе, наиболее детально осуществлена в работах Г.З.Ибрагимова, где подчеркивается, что при согласованной работе системы «электроцентробежный насос - скважина» теплообмен в системе определяется динамикой притока и рассеивания тепла в установке. Температура жидкости на выкиде насоса Твык в сравнении с температурой ее до контакта с погружной установкой Тс характеризует интенсивность теплообмена насоса и двигателя с окружающей средой [66]. Определение температуры жидкости на выкиде насоса не представляет особых трудностей, измерение же величины Тс требует проведения специальных трудоемких операций. Поэтому при большом числе исследований Тс с целью более точных измерений следует применять метод, основанный на использовании данных по фонтанным скважинам. Однако, для качественных рассуждений достаточно определить Тс расчетным путем, при этом ошибка в определении Тс составит не более 3-5%. При этом исходное уравнение теплового баланса для получения расчетной формулы может быть записано в форме известного дифференциального уравнения конвективного теплообмена где О-массовый расход жидкости; С — теплоемкость жидкости при постоянном давлении; К - коэффициент конвективной теплопередачи; Д - диаметр внутренний скважины; Т = (Т -Гх) - температура окружающей среды на расстоянии х от продуктивного пласта; Г, - температура окружающей среды при х=0; Г- геотермический градиент. При линейном распределении температуры окружающей среды в зависимости от глубины, уравнение (6) может быть представлено в виде линейного дифференциального уравнения, решение которого для граничных условий х=0, Т=ТПЛ записывается следующим образом: Температура жидкости, поступающей к погружной установке, может быть определена по этой формуле, если принять х = 1м(8) где Ьа1, - глубина скважины (расстояние от продуктивного пласта); Ьсп - глубина спуска насосной установки. Приведем некоторые результаты исследований теплопритока в зоне насосного оборудования по результатам, полученным в работе Г.З.Ибрагимова, напоминая что, установки насосные эксплуатируются в постоянном технологическом режиме, соответствующим номинальным параметрам напорно- расходной характеристики установки ЭЦН и без учета структуры газожидкостной смеси на приеме насоса.
По результатам исследований следует, что теп- лоприток в насосе в оптимальном режиме эксплуатации невелик и составляет около 16 С. В таблице 4 приведены некоторые результаты тепловых расчетов в насосных скважинах, работающих в установившемся режиме (Ромашкинское месторождение), где Тс - температура в насосной скважине на уровне погружного электродвигателя, Тс.ф. - температура в аналоговой фонтанной скважине на уровне возможного расположения погружного электродвигателя, Г — геотермический градиент в скважине, град / метр, Ь3 — расстояние от забоя скважины до глубины расположения погружного электродвигателя, Твык — замеренное значение температуры жидкости непосредственно на выкиде насоса. Из анализа данных в таблице 3 следует, что определить вклад в отдельности каждого фактора (обводненности продукции скважины, мощности погружного электродвигателя и подачи насосной установки) на тепловой приток сложно, однако существует вполне определенная взаимосвязь между тепло- притоком и комплексом параметров где Сн, Св - соответственно теплоемкости нефти и воды, Дж/(кг К); В - объемная доля воды в продукции скважины, в долях единицы; О — массовый расход смеси, кг/час. Указанная зависимость представлена на рисунке 8. С ростом комплекса параметров Ф теплоприток в области погружного насоса падает; максимальная температура нагрева газожидкостной смеси в насосе может достичь 30С. Ниже производительности 2.5 тонн / час (60 тонн в сутки) кривая температуры резко уходит вверх, в область высоких температур, поэтому при расчетах и подборе электропогружного оборудования необходимо определить минимальное количество охлаждающей жидкости (газожидкостной смеси), которое необходимо для эксплуатации установки ЭЦН. Минимальный поток жидкости, обеспечивающий охлаждение погружного электродвигателя, подлежит экспериментальному определению из-за существенного отличия свойств газожидкостной смеси в скважинных условиях от лабораторных. В действительности, из-за сложной зависимости свойств нефти, таких, как теплоемкость, теплопроводность и т.д., выражение (6) не может быть использовано в данном виде в случае, когда на приеме насоса ЭЦН жидкость имеет свободный газ [40, 87]. Теплопроводность смеси газов и жидкостей приближенно можно вычислить как сумму Ск - теплоемкость к-ой компоненты смеси, Хк - концентрация к-ой компоненты в составе смеси. Если теплоемкость воды Св = 4,212 , теплоемкость нефти Сн=2,12 то теплоемкость газа (например, метана) при постоянном давлении значительно ниже, и теплоемкость смеси может колебаться от нескольких до со- тых долей. Поэтому, увеличение доли свободного газа в смеси может существенно снизить теплоемкость и выражение (6) в данном случае потеряет смысл. 1.3 Вклад погружного насоса в процесс теплопритока Рассмотрим процесс эксплуатации электроцентробежного насоса в постоянном режиме. Допустим, производительность установки, уровень жидкости в скважине, давление газожидкостной смеси на приеме насоса постоянные. С точки зрения температурного режима погружного электродвигателя важно выделить из общего теплопритока ту часть, которая непосредственно связано с зоной его действия, т.е. величину ДТдв, учитывая, что приращение температуры жидкости в насосе АТнас может быть подсчитано весьма просто [97]. Следовательно где ДТ = (ТВЬ1К - Тс) - суммарный приток тепла в зоне погружной насосной установки; Тс - температура невозмущенной жидкости в скважине-аналоге на уровне погружного электродвигателя; Твык - температура в жидкости на выки- де насоса; ДТдв - ДТнас - теплоприток соответственно в зонах двигателя и насоса. Величина ДТнас определяется теплопритоком, связанным с работой сжатия и передачей теплоты во внешнюю среду: Пренебрегая первым слагаемым в формуле (12) можно представить второе слагаемое в виде где ц нас - коэффициент полезного действия насоса; Тн - средняя температура жидкости в насосе; л р - коэффициент, учитывающий сжимаемость пластовой жидкости, АРШ1С - перепад давления, развиваемый насосом; Я - коэффициент теплопроводности жидкости, А — коэффициент размерности, С — теплоемкость жидкости. у - плотность жидкости, при постоянном давлении Р. Учитывая, что На основе комбинации соотношении (11)и(12) можно написать чение АТиас =20,3С.
Таким образом, температура насоса увеличится всего на 20,3 С. При перекачке смеси с обводненностью продукции близкой к 100%, увеличение ЗТпас становится меньше. С уменьшением значения дебита до 0 м /с АТ1ШС растет, стремясь к бесконечности. Неопределенность температуры насоса по выражению (12) при нулевой подаче появляется из-за отсутствия учета теплообмена насоса с окружающей средой, обмена тепла с элементами подвески насосной установки и ряда других параметров скважины. Поэтому по (13) можно провести ориентировочные расчеты по определению теплового состояния насоса при режиме эксплуатации в оптимальном режиме. Поскольку погрешности в измерении величин, входящих в (16), могут быть значительными, более обоснованным будет определять АТдв по известной относительной величине или по выражению Окончательно получим: то есть, если прирост теплопритока в двигателе составит 10-15 С, то в насосе температура в 10,2 раза больше и составит 100-150 С. Нетрудно убедиться, что величина 5АТ находится в пределах 15 - 20, то есть, при работе системы в стационарном режиме доля тепла, поступающего от погружного электродвигателя, может достичь 8 - 10% всего теплопритока в зоне погружной установки. По вышерассмотренным скважинам в зоне погружного электродвигателя температура может повышаться в среднем на 3-5С, а при малых значениях О - до 8-10 С. Необходимо подчеркнуть, выражение (17) является универсальным для оценки теплопритока в электроцентробежном насосе в зависимости от режима эксплуатации. В то же время оно не выявляет в явном виде механизма зависимости теплопритока в насосной установке, так как в формуле нет явной зависимости величин характеризующих мощности источников теплоты от характеристики самой установки при откачке газожидкостных смесей, отсутствует учет распространения тепла в насосе и т.д.
Оценка теплопритока в методиках по подбору У ЭЦН
Результат расчетов приведен: на рисунке 13 ( Приложение ) - зависимость температуры ПЭД от скорости потока жидкости при разных значениях обводненности в диапазоне от 10 до 90% и показана максимальная рабочая температура, выше которой согласно регламенту данный тип ПЭД не рекомендуется эксплуатировать. Далее видно, что с увеличением обводненности продукции скважины температура ПЭД снижается. Кроме типа и структуры потока существует значительное влияние режима течения на процесс теплообмена. При обводненности продукции скважины 70% течение смеси полностью ламинарное, но при обводненности 40% и значения скорости 0,3 м/с наблюдается смена режима от ламинарного к турбулентному. Резкое падение температуры двигателя при этом полностью объясняется сменой режима течения. Интенсивность теплообмена ПЭД при ламинарном течении значительно хуже, чем при турбулентном режиме. Поэтому при скоростях жидкости, больших 0,3 м/с, где режим течения полностью турбулентный, температура двигателя для обводненностей 10 и 40% больше, чем температура ПЭД при 70%). Влияние газового фактора на охлаждение ПЭД приведено на рисунке 14. Откуда видно, чем больше газовый фактор, тем выше температура погружного электродвигателя (при одинаковой обводненности продукции скважины, равной 70%). Диаметр эксплуатационной колонны также имеет немаловажное значение в формировании температурного режима ПЭД. На рисунках 14; 15 (Приложение) приведены зависимости температуры погружного электродвигателя от диаметра эксплуатационной колонны (рис.16 — поток ламинарный, рис.17 — поток турбулентный). Как и ожидалось, для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм температура погружного электродвигателя значительно выше, чем для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм (при одинаковой обводненности и газового фактора). При турбулентном режиме течения рис.17 (Приложение) рабочая температура двигателя слабо зависит от диаметра колонны. При этом процесс перемешивания идет настолько интенсивно, что тепло отводится эффективно для всех рассматриваемых диаметров, и температура боковой поверхности двигателя приближается к температуре обтекающего флюида по мере увеличения дебита жидкости. Рисунок 17 демонстрирует чувствительность температуры двигателя при трех значениях мощности: 22, 45 и 140 кВт. Газосодержание и обводненность при этом одинаковые.
Как предполагалось, более мощный двигатель эксплуатируется на повышенных температурах при одних и тех же скоростях жидкости, особенно при малых скоростях, когда реализуются такие физические условия, в которых наблюдается неполный вынос капелек воды в кольцевом зазоре. Далее при более высоких значениях скорости жидкости температуры двигателей становятся ниже критической, и разница между этими температурами убывает по мере увеличения скорости потока. Таким образом, подводя итог авторской работе по моделированию теплообмена погружного электродвигателя и охлаждающего флюида, можно сделать определенный вывод, что на режимах близких к срыву подачи ЭЦН температура двигателя становится выше критического значения, но не более того. Например, при скорости течения жидкости 0,1 м/с ( что соответствует дебиту 6 кубических метров жидкости для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм) температура двигателя становится больше 150 С (ПЭД мощностью 140 кВт). При дебитах менее 12 кубических метров в сутки температура ПЭД мощностью 22 кВт превышает 78 С. Значит, однозначно можно сделать вывод, что нагрев ПЭД мало влияет на тепловое состояние «плоской части» кабельной линии, располагающейся на поверхности насоса. 1.6 Оценка теплопритока в методиках по подбору УЭЦН Необходимо отметить, что в последнее время авторы методик по подбору установок ЭЦН начали обращать внимание не только на тепловое состояние погружного двигателя, но и электроцентробежного насоса [40, 81]. Это связано с тем, что есть накопленный опыт эксплуатации установок ЭЦН на больших глубинах, включая глубины интервала перфорации, по которому процессы теплообмена между погружным двигателем и скважинной продукцией, между насосом и скважинной продукции сложные, и в немалой степени влияющие на продолжительность исправной работы установки. При всех технических решениях по защите погружного электродвигателя, слабым «звеном» в установке оказывается насос и прилегающий к нему «плоская часть» кабельной линии. В этом случае отказы из-за оплавления плоской части кабельной линии могут достичь половины всех отказов. К такому же результату приходим при эксплуатации УЭЦН в условиях, когда давление на забое скважины меньше давления насыщения. При этом отказы УЭЦН происходят не только по причине смещения жил в «плоской части» кабельной линии, но и из-за отложения солей в лабиринтах рабочих колес электроцентробежного насоса. В настоящее время нет методики предупреждения солеотложении в установках ЭЦН, так и нет методики по предупреждению «перегрева» «плоской части» кабельной линии. Согласно [40], средняя температура потока в любом сечении между кров-лей пласта и основанием двигателя насоса равняется Для окончательного определения вклада погружного электродвигателя в процесс разогрева насоса нами были проведены прямые инструментальные замеры температуры двигателя в процессе запуска и эксплуатации в постоянном технологическом режиме. Для этого ряд скважин месторождений были оборудованы установками ЭЦН с ТМС (датчики температуры и давления). Система погружной телеметрии ЭЛЕКТОН-ТМСР предназначена для регистрации и передачи внешним устройством текущих значений следующих параметров: -сопротивления изоляции системы «обмотка высокого напряжения ТМПН- погружной кабель-ПЭД (ТПМН - трансформатор трехфазный масляной для электродвигателей погружнйх насосов; ПЭД-погружной электродвигатель), -давления на приеме насоса (давления масла электродвигателя), -температуры масла электродвигателя, -давления на выкиде насоса, -температуры на выкиде насоса, -расход на выкиде насоса.
Результаты замеров приведены в таблице 11, где скважина №589, оборудованная установкой ЭЦН5А-35-2100, с вертикальной глубиной спуска 2796 м (пластовая температура 80 С, пласт А., давление насыщения 80 ат, газовый фактор 79 мЗ/т); скв. №710 - установка ЭЦН5-80-1550 на вертикальной глубине 1622 м (пласт АС 12, пластовая температура 64 С, давление насыщения 92 ат, газовый фактор 53 м /т); скв. №370 - установка ЭЦН5А-35-1600 с вертикальной глубиной спуска 1677м (пласт АС 12, пластовая температура 64 С, давление насыщения 92 ат, газовый фактор 53 м3/т); скв. №1201 - установка ЭЦН5-50-1550 на вертикальной глубине 1740м ( пласт А12, пластовая температура 79 С, давление насыщения 112 ат, газовый фактор 33 м /т) и т.д. были оборудованы термоманометрической системой ТМС фирмы «Электон», с выводом и регистрацией значений температуры, давлений в электронном журнале событий. В таблице 11 приведены технологические параметры эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН с датчиками ТМС, где: 3Ж - производительность установки, м в сутки; Нд, (вертикальное) - вертикальный динамический уровень жидкости в скважине; В% - процент содержания воды в добываемой продукции; Рнас? ат — давление насыщения нефти, в ат; Г, м /т — газовый фактор, в нормальных условиях, м3/тонну; ф — расчетное содержание свободного газа на приеме насоса, доли единиц; Тпл. - пластовая температура, С; Тд. - температура погружного электродвигателя, С, замеренная при помощи ТМС; Т„ - температура насоса, С, замеренная при помощи ТМС; Рн - давление на приеме насоса, ат., замеренное при помощи ТМС. Расчет значения содержания газа на приеме насоса в таблице 11, давления на приеме насоса выполнен с учетом столба пены. Высота столба пены может быть оценена путем сопоставления расчетного значения давления на приеме насоса с замеренным значением при помощи датчика ТМСП-2-320-117-0 (ЗАО «Электон», максимальное давление регистрации датчика 320 ат(±2,5%), максимальная температура регистрации 150 С (± 2,5%)). Следует отметить, что расчетные данные по скважинам №№710, 479 ненадежные из-за частых отключений установок ЭЦН из-за «срыва подачи». При включениях УЭЦН в скв. №710 температура погружного электродвигателя с 48 С растет до 78 С, потом постепенно падает до 56 С.
Определение коэффициента сепарации существующими методами
Теплота, возникающая во внутренних рабочих органах насоса, передается по корпусу установки в наружные слои жидкости и через жидкость в эксплуатационную колонну скважины, разогревая окружающие слои горной породы. Действительно, измерения температуры вдоль ствола эксплуатационной колонны скважины показывают на глубине расположения электроцентробежного насоса на наличие температурной аномалии - увеличение температуры на 1-2 С. Частично теплота транспортируется по «телу» насоса и уносится потоком газожидкостной смеси. Однако, при увеличении газосодержания, газожидкостная смесь до перехода в однородное состояние проходит большее число рабочих аппаратов. Это в свою очередь приводит к расширению области выделения тепла в насосе. По первой версии, тепловой поток со стороны насоса расплавляет изоляцию, и под действием электромагнитных сил жилы кабельной линии постепенно смещаются в сторону корпуса насоса. По другой версии, работа установки ЭЦН связана с вибрацией кабельной линии и насоса. На основании законов механики, система «кабель-насос» будет стремиться к положению с наименьшей энергией и металлические жилы кабельной линии будут смещаться в сторону корпуса насоса. Первая версия несостоятельна, так как металлическая лента на кабельной линии не пропускает магнитное поле, является своеобразным экраном между жилой кабельной линии и металлическим корпусом; поэтому электромагнитное взаимодействие кабельной линии и корпуса УЭЦН невозможно. По второй версии, сближение жил кабельной линии в сторону корпуса насоса происходит при направлении теплового потока со стороны насоса, изнутри насоса в радиальном направлении, в направлении окружающих слоев жидкости и т.д. Именно при таком направлении движения теплового потока происходит оплавление изоляции жил кабельной линии со стороны корпуса насоса и постепенное смещение жил под действием вибрации в сторону корпуса насоса. Детальное расследование мест оплавления и характер смещения жил плоской части позволяет выявить наиболее характерные, повторяющиеся и устойчивые признаки результата теплового удара по кабелю со стороны корпуса насоса. Как правило, центром начала оплавления является место расположения кабельной линии на расстоянии 1/3 от приемных отверстий насоса.
Далее, теплота распространяется вдоль кабельной линии в противоположных направлениях; теплота, распространяющаяся в направлении кабельной муфты приводит к увеличению токов утечек, более мощный поток может привести к разгерметизации муфтового соединения и проникновению пластовой жидкости в полость погружного электродвигателя. Выход из строя муфтового соединения из-за теплового удара по плоской части очень часто наблюдается в случае изготовления плоской части из термостойкого кабеля. При этом кабельная линия, жилы кабельной линии, нагреваясь до температуры 200 С, распространяют тепловые потоки на значительные расстояния по кабелю; этому способствует низкое значение теплопроводности, теплоемкости материала изоляции. Обыкновенная плоская часть при разогревании со стороны насоса действует как своеобразный «предохранитель» от поступления тепла в муфтовое соединение. Таким образом, распространенное мнение о роли плоской части кабельной линии по защите погружного электродвигателя при значениях тока, превышающих номинальное значение, является не совсем точным. Скорее всего, плоская часть кабельной линии выполняет роль защитного элемента при режиме эксплуатации насоса с повышенным содержанием газа в откачиваемой жидкости. При таком режиме эксплуатации УЭЦН с термостойкой плоской частью состояние погружного электродвигателя наиболее уязвимое, наименее защищенное. Количество теплоты, мощность источника тепла в насосе, объясняются результатами исследований А.Н.Дроздова [48]. Действительно, при оптимальном режиме эксплуатации электроцентробежного насоса мощность теплового источника пап а по и им ночсзп V / частично рассеивается в корпусе, уносится потоком газожидкостной смеси. При режимах, близких к «срыву подачи» (эксплуатация УЭЦН с минимально допустимым дебитом) полезная мощность МШПсз, при постоянном значении полной мощности , падает, следовательно, мощность М„,„,га растет. Рост мощности вырабатываемого в насосе тепла приводит к увеличению температуры насоса до достижения теплового равновесия. Устанавливаемое тепловое равновесие в насосе при оптимальном режиме эксплуатации является безопасным для кабельной линии, для ее плоской части. Однако увеличение содержания газа в смеси при постоянном значении общей потребляемой мощности приводит к уменьшению полезной мощности на перекачку жидкости. С другой стороны, из-за существенной разницы в теплофизических свойствах жидкостей и газов отток тепла из насоса перекачиваемой смесью резко уменьшается. Мощность тепла, передаваемая в детали насоса, резко увеличивается. Вычислениями можно показать, что температура насоса при этом может достичь 200 и более С. В принципе, составлением уравнения теплового баланса в насосе можно получить аналитическое выражение, приближенно описывающее тепловое состояние насоса. Для более точного математического описания теплового состояния насоса необходимо смоделировать в скважинных условиях свойства газожидкостных смесей при высоких давлениях (более 2-3 МПа), что является задачей довольно сложной из-за технических причин. Таким образом, косвенно можно оценить максимальную температуру, установившуюся в электроцентробежном насосе перед выходом УЭЦН из строя. Как было показано выше, за счет перегрева при обтекании погружного электродвигателя и перекачивании через насос наиболее возможная максимальная температура жидкости около 100 С, которая не может привести к выходу из строя установки электроцентробежного насоса. Результаты прямых замеров температуры погружного электродвигателя, оборудованного термоманометрической системой (ТМС), приведены на рисунке (23, 24, 25).
Исследования температуры погружного электродвигателя при помощи датчиков ТМС подтверждают результаты и выводы, полученные в работе [30]. При этом наиболее высокая температура погружного электродвигателя наблюдается в момент запуска и вывода на постоянный технологический режим (рисунок 20). Например, по скв.№2762 А-ского. месторождения установка ЭЦН5-50-1550 была остановлена 3 раза остановлена и запущена в работу. На основании датчика ТМС было зарегистрировано изменение температуры обмоток погружного электродвигателя от 50 до 78 С. После запуска установки на постоянную эксплуатацию температура двигателя стала постоянной и равной 67 С. Характер изменения температуры и ее величина погружного электродвигателя номинальной мощностью 32 кВт подтверждают выводы исследований в работах Г.З.Ибрагимова, приведенных в [64]. Исследования ТМС позволяют сделать предварительное заключение, что температурный параметр данного датчика не может быть использован для регулирования защиты погружного электродвигателя при эксплуатации в постоянном режиме. Применение температурной защиты погружного электродвигателя возможно целесообразно при изменении частоты вращения вала электродвигателя. В процессе эксплуатации электроцентробежного насоса в постоянном режиме погружной электродвигатель является наиболее защищенным узлом. Аналогичные результаты по тепловому состоянию погружного электродвигателя получены в исследованиях Язькова A.B. и соавторов в работах [127, 128]. Кроме того, в работе [127] делается вывод о положительной роли увеличивающегося содержания газа в откачиваемой жидкости по лучшему охлаждению электродвигателя (с чем не можем согласиться из-за резкого отличия значения теплопроводности попутного газа - в частности метана, из которого на 75 - 90% состоит свободный газ [108] и жидкости). Таким образом, одной из основных причин развития в электроцентробежном насосе температуры выше 120 С может являться влияние термодинамических свойств попутного газа на работу насоса. При эксплуатации установки электроцентробежного насоса в режимах, отличных от оптимальных, общая потребляемая мощность расходуется на 60-70% на выработку тепла. Только 30 - 40% мощности расходуется на создание напора. Как показано в [45], содержание свободного газа 10 % приводит к падению полезной мощности до 25%, остальное 75% мощности расходуются в виде тепла.
Сравнительный анализ полученных результатов
По мере расширения диапазона газосодержания газожидкостной смеси на приёме газосепаратора коэффициент сепарации плавно уменьшается, достигнув 80% при газосодержании более 90%. Допустим, при газосодержании 90% на приёме сепаратора, после сепарации газожидкостная смесь должна содержать остаточного свободного газа не более 18%, который означает, что согласно существующего технологического регламента, данная глубина погружения установки ЭЦН вполне приемлема для эксплуатации в постоянном технологическом режиме Однако, в нефтепромысловой практике, недопустимо проектирование установки ЭЦН с содержанием свободного газа на приеме насоса более 50%. При этом установка ЭЦН, снабженная газосепаратором, не может быть выведена на постоянный режим эксплуатации: происходит частое отключение установки из-за минимальной нагрузки на ПЭД. Лабораторные исследования выполненные А.Н.Дроздовым [42, 44, 47], показали, что объемное содержание газа в откачиваемой жидкости более 10% приводит к потере напора насоса в 5 раз. Результаты по исследованию влияния свободного газа в газожидкостной смеси на работу электроцентробежного насоса были получены в работах Дроздова А.Н., П.Д.Ляпкова, [42, 44,47 ,88] где подчёркивается, что при откачке газожидкостной смеси необходимо различать два характерных режима работы насоса: в бескавитационных условиях (при небольших газосодержаниях), и в условиях искусственной кавитации. В бескавитационных условиях работы насоса в межлопаточных каналах его рабочих органов существует эмульсионная структура потока, и кривые напорно-расходной характеристики по газированной смеси приблизительно совпадают с характеристикой насоса на однородной жидкости. С увеличением газосодержания в каналах рабочих колёс и направляющих аппаратов насоса образуются газовые полости (каверны), не участвующие в общем течении смеси через каналы. Появление заполненных газом каверн приводит к уменьшению пропускной способности каналов насоса и резкому ухудшению условий обтекания лопастей, нарушающему энергообмену между насосом и перекачиваемой жидкостью. При наличии газовых каверн в межлопаточных каналах центробежный насос работает в режимах искусственной кавитации. П.Д.Ляпковым с помощью строскопических наблюдений удалось определить структуру потока [89] в каналах центробежного насоса. Выявлена основная причина ухудшения параметров работы центробежного насоса на газожидкостной смеси.
Установлено, что образование в каналах рабочего колеса и направляющего аппарата газовых каверн уменьшает пропускную способность каналов насоса. Влияние сепарации газа в затрубном пространстве на работу электронасоса исследовано в работах Дроздова и установлено, что сепарация газа в затрубное пространство не превышает 7% и с увеличением давления в затрубном пространстве может снижаться. На основании вышеприведенного анализа становится ясно, что заводами-производителями роль газосепараторов завышена. Если в лабораторных условиях плотности жидкости и газа (в пузырьках — воздух) отличается в 700 — 800 раз, то в условиях на приеме электроцентробежного насоса - не более 4-6 раз. С другой стороны, в условиях на приеме насоса образуется эмульсия, вязкостные свойства которой в десятки раз выше, чем в лабораторных образцах. Поэтому, для дальнейшего изучения температурного режима электроцентробежного насоса необходимо уточнить коэффициент сепарации сепараторов в промысловых условиях. Важность изучения коэффициента сепарации сепараторов различных производителей диктуется практическими проблемами эксплуатации установок электроцентробежных насосов с применением частотных преобразователей, вентильных погружных электродвигателей. Тем более, анализ отказов установок ЭЦН по узлам показывает, что установки снабженные сепараторами при содержаниях свободного газа на приеме насоса более 50% не могут быть эксплуатированы в постоянном режиме (из-за постоянного срыва подачи и останова УЭЦН по минимальной «загрузке» - отношения потребляемой мощности к номинальной). 2.2 Определение коэффициента сепарации существующими методами. Рассмотрим, ставший классическим, вывод формулы коэффициента сепарации у приема электроцентробежного насоса. Существует два подхода к вычислению формулы коэффициента сепарации. Первый подход предполагает: 1) Поток газожидкостной смеси ниже приема погружного насоса установившийся, осесимметричный и струйный. 2) Газовые пузырьки распределены в потоке равномерно, а относительная скорость их, так же как газосодержание, постоянны. 3) Пренебрегаем потерями на трение. 4) Распределение скоростей в области приемного устройства аналогично таковому для пространственного радиально-сферического потока. Истинная радиальная скорость жидкости (представляя приемное устройство в виде точечного стока в точке 0) в пространственном радиально-сферическом потоке равна: По данным на таблице 15 видно, что образование твердых отложений наблюдается во всех случаях отказов. Согласно коэффициентов сепарации сепараторов фирмы «ОДИ», эксплуатация установки с содержанием свободного газа на приеме насоса до 40% вполне допустимо, при этом содержание газа после прохождения смеси через сепаратор должно быть не более 20%. Однако, на практике, при эксплуатации УЭЦН с содержанием газа более 40% (до сепарации) приводит к выходу установки из-за отложений твердых образовании в рабочих аппаратах. остановленных из-за отложений солей в рабочих органах Поэтому, возникает вопрос, каков истинный коэффициент сепарации сепараторов.
Действительно, производители определяют коэффициент сепарации сепаратора в лабораторных условиях. Так как все сепараторы по принципу являются центробежными, и определяющим коэффициент сепарации параметром является плотность жидкости и свободного газа, растворенного в этой жидкости. В скважинных условиях плотности жидкости и свободного газа отличаются не намного, не более в 4-5 раз. В лабораторных же условиях это отличие составляет не менее 750 - 900 раз. Поэтому, прежде чем оценить влияние сепараторов на состояние газожидкостной смеси, необходимо научиться в промысловых условиях определить коэффициент сепарации. Для изучения коэффициента сепарации на приёме какого-либо подъёмника или скважинного насоса нам придётся воспользоваться хорошо изученными величинами, как: пластовый газовый фактор — количество растворённого газа в единице объёма нефти, плотность нефти в пластовых и поверхностных условиях, пластовая температура и изменение температуры вдоль ствола скважины, вязкость нефти, её зависимость от ряда других параметров, давление насыщения, зависимость давления насыщения от температуры и т.д. Поэтому в нашем случае для изучения коэффициента сепарации будем опираться на данные по месторождению с достаточно надёжно изученными геологическими и реологическими параметрами добываемой жидкости и разрабатываемого месторождения. Из всех месторождений, разрабатываемых НГДУ «Нижнесортымскнефть», под вышеприведённый критерий подбора объекта эксперимента подходит месторождение G. Продуктивный пласт АС 10 находится в состоянии промышленной разработки более 15 лет. Наиболее надёжно изучены и определены газовый фактор, давление насыщения, температура пласта, состояние обводнённости, вязкость нефти в пластовых и поверхностных условиях, состав попутного газа и многие другие параметры, которые не раз уточнялись в процессе эксплуатации. Ниже приведём информацию по скважинам месторождения G с данными по свойствам добываемой жидкости, характеристик пласта, Как видно по таблице 16, состав попутного газа в нефти месторождения G на 84% состоит из метана. При давлениях 10-15 ат. газ метан по своим барическим свойствам не отличается от идеального газа по коэффициенту сверхсжимаемости [39, 108]. Увеличение давления газа в затрубном пространстве скважины на 2 — 3 ат. не вызовет значительного изменения коэффициента сжимаемости. Поэтому в процессе экспериментальных работ коэффициент сверхсжимаемости будем считать постоянным.
