Динамика потребления активной мощности добывающей скважины при использовании внутрискважинного компенсатора

УДК 621.31

ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ВНУТРИСКВАЖИННОГО КОМПЕНСАТОРА

THE DYNAMICS OF THE ACTIVE POWER CONSUMPTION BY THE PRODUCTION WELL WITH

THE USE OF AN DOWNHOLE COMPENSATOR

В. А. Копырин

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Россия

V. A. Kopyrin

Industrial University of Tyumen, Tyumen, Russia

Аннотация. В настоящее время снижение доли потерь энергии от суммарной потребляемой энергии нефтедобывающими скважинами становится актуальной задачей, решение которой способствует повышению энергетической безопасности Российской Федерации. Целью публикации является оценка энергосберегающего эффекта при использовании внутрискважинных компенсаторов реактивной мощности в составе установок электроцентробежных насосов. Предложена функция ЭР, характеризующая динамику эффективного использования потребляемой активной мощности установкой до и после компенсации реактивной мощности внутри скважины. Построены поверхности функции ЭР в зависимости от мощности погружного асинхронного электродвигателя, длины и сечения кабельной линии, по которым можно оценить энергосберегающий эффект при использовании внутрискважинных компенсаторов. Установлено, что расчетный показатель функции ЭР варьируется от 0.6 % до 15.8 % в зависимости от мощности погружного электродвигателя, мощности внутрискважинного компенсатора, длины и сечения кабельной линии. Обоснована целесообразность использования внутрискважинных компенсаторов в составе установок электроцентробежных насосов на нефтедобывающих объектах.

Ключевые слова: внутрискважинный компенсатор, реактивная мощность, экономия электроэнергии.

DOI: 10.25206/2310-9793-2018-6-3-41-46

I. Введение

Известно, что более 80 % нефти в России добывается установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) [1]. Тем не менее Ивановским В. Н., Сабировым А. А., Якимовым С. Б. и другими установлено, что коэффициент полезного действия при эксплуатации данных установок составляет порядка 30 % [1, 2]. В работе [3] Невоструевым В. А. проведен анализ распределения потерь энергии в узлах УЭЦН. Автором установлено, что 80-90 % потерь энергии приходится на насос и погружной электродвигатель. Распределение потерь энергии в других узлах установки от общего энергопотребления выглядит следующим образом: питающий кабель - до 15 % [5]; питающий трансформатор, станция управления и насосно-компрессорные трубы - до 9%.

Существенный вклад в исследование проблемы повышения эффективности механизированной добычи нефти установками электроцентробежных насосов внесли многие ученые и промысловые работники: Абрамович Б.Н., Андреева Е.Г., Ведерников В.А., Ершов М.С., Ивановский В.Н., Козярук К.В., Кузнецов Е.М., Сушков В.В., Якимов С.Б., Kloeppel F., Drehsler Р и другие. Опубликованные авторами работы направлены на увеличение эксплуатационных характеристик УЭЦН, на подбор оптимального оборудования с точки зрения обеспечения максимального коэффициента полезного действия, а также на частотное регулирование скорости вращения погружного электродвигателя.

Существующие способы повышения эффективности механизированной добычи нефти установками электроцентробежных насосов можно разделить на две основные группы: увеличение эксплуатационной надежности УЭЦН и повышение энергоэффективности добычи нефти.

К первой группе можно отнести применение износостойкого оборудования [6], повышение качества электроэнергии [6-8], применение защитных химических реагентов и покрытий [6], а также защиту электротехнического оборудования от импульсных перенапряжений [9].

Ко второй группе относятся: применение энергоэффективного оборудования [2, 10]; оптимизация подбора скважинного оборудования [11]; энергомониторинг; управление процессом добычи [12, 13]; увеличение сечения питающего кабеля, реализация концепции «интеллектуального месторождения» [14, 15] и внутрискважин-ная компенсация реактивной мощности на зажимах погружного асинхронного электродвигателя [16, 17].

Большой практический интерес среди перечисленных выше способов представляет внутрискважинная компенсация реактивной мощности в связи с отсутствием на рынке погружного оборудования подходящих устройств. В работе [16] представлены результаты теоретической оценки энергетической эффективности внедрения внутрискважинных компенсаторов реактивной мощности (ВКРМ) на объектах нефтедобывающих скважин. Исследования показали, что внедрение технологии внутрискважинной компенсации позволяет снизить потребление электрической энергии УЭЦН до 12.5 %.

Очевидно, что любое изменение электрических параметров (мощность погружного асинхронного электродвигателя, длина и сечение питающего кабеля, мощность внутрискважинного компенсатора) электротехнического комплекса установки приводит к изменению потребляемой электроэнергии. Поэтому актуальным является исследование динамики потребления электрической энергии нефтедобывающей скважиной при использовании внутрискважинного компенсатора в зависимости от мощности погружного асинхронного электродвигателя, длины и сечения питающего кабеля.

II. Постановка задачи

Пусть активная мощность Ри потребляемая УЭЦН, расходуется на совершение полезной работы погружным электродвигателем и потери в токопроводящих элементах электротехнического комплекса. Тогда функцию ЭР, характеризующую энергосберегающий эффект от внедрения внутрискважинного компенсатора, предлагается определить как отношение полученной потребляемой активной мощности Рнов к плановой Ртан.

Если учесть тот факт, что изменение мощности погружного электродвигателя, длины и сечения кабельной линии приводит к изменению потребляемой электроэнергии, то функцию ЭР предлагается определять по выражению:

эр (Рд; К) ~1

p

нову д КЛ7

p

ппанк д КЛ;

где Рд - активная мощность, потребляемая ПЭД; lш - длина кабельной линии.

Требуется определить потребляемую активную мощность установкой электроцентробежных насосов до и после компенсации реактивной мощности внутри скважины для различных параметров электротехнического комплекса УЭЦН.

III. Теория

Исследуемый электротехнический комплекс добывающей скважины включает: источник питания (комплектно-трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ, станция управления), питающий трансформатор марки ТМПН, кабельную линию, погружной асинхронный электродвигатель и внутрискважинный компенсатор реактивной мощности (рис. 1).

©

ИП

0,4 кВ о I

V

ТМПН

КЛ

А

ПЭД

4h

ВКРМ

Рис. 1. Принятая однолинейная схема электроснабжения УЭЦН

где ИП - источник питания; ТМПН - питающий трансформатор; КЛ - кабельная линия; ПЭД - погружной асинхронный электродвигатель; ВКРМ - внутрискважинный компенсатор реактивной мощности.

Как отмечалось выше, активная мощность, потребляемая УЭЦН, расходуется на подъем нефтесодержащей жидкости из скважины на поверхность и активные потери в токопроводящих элементах электротехнического комплекса. Потребляемая активная мощность определяется по выражению:

Р = Рд +ЕДР = Рд +АРТ +Аркл + АРд, где р - активная мощность, потребляемая погружным электродвигателем; Ар, АРШ, АРд - потери активной

мощности в трансформаторе, кабельной линии, погружном электродвигателе соответственно.

Потери активной мощности в трансформаторе складываются из потерь в обмотках трансформатора в «меди» - потери короткого замыкания и в магнитопроводе в «стали» - потери холостого хода. Ввиду того, что величина полного сопротивления ветви намагничивания трансформаторов ТМПН свыше 100 кВА на несколько порядков больше, чем полные сопротивления первичной и вторичной обмоток, а ток холостого хода составляет менее 2 %, то ветвь намагничивания можно не учитывать при расчете потребляемой мощности.

Тогда эквивалентные активное и реактивное сопротивления питающего трансформатора предлагается определять по общеизвестным выражениям:

Я' = Я + Я' =

экТ = Л1Т + Л2Т =

АР • и2 • 103

5 2

ном

и % • и2 • 103

г __г _ к вн.ном

ХэкТ = Х1Т + Х2 Т = ,

100 • 5

ном

где Ар - потери короткого замыкания, кВт; и - номинальное напряжение высшей ступени трансформатора, кВ; - полная мощность трансформатора, кВА; ик % - напряжение короткого замыкания, %.

Потери активной мощности в питающем трансформаторе определяются по выражению:

Ар = 3 • 1Т2 • (+ Я'2т ).

Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля и соединенного с ним кабеля-удлинителя. Активное и реактивное сопротивления токопроводящих жил кабелей определяются по выражениям:

3

Якл =10 Р

Г \

К + 1Л

V 51 52 У

[1 + 0.004 • (Т - 20)];

ХКЛ = Х0 • (11 + У'

где р - удельное сопротивление проводника при 20 °С, для меди р = 0.0172 Ом-мм2/м; ^ - длина основного кабеля и кабеля-удлинителя соответственно, км; S1, S2 - сечение токопроводящей жилы основного кабеля и кабеля-удлинителя соответственно, мм2; Т - температура токопроводящих жил кабелей, °С;

Х - погонное индуктивное сопротивление кабельной линии, Ом/км.

За расчетную температуру токопроводящих жил кабелей принимается температура наиболее нагретого участка кабельной линии. Если сечение токопроводящих жил основного кабеля и кабеля-удлинителя отличаются не более чем на один порядок (например, 16 мм2 и 10 мм2), то активное сопротивление жилы кабельной линии рассчитывается как для основного кабеля [1].

При определении потерь активной мощности не учитывается емкость кабельной линии. Принятое допущение не сильно влияет на точность определения потребляемой активной мощности ЭТК УЭЦН. Тогда потери активной мощности в кабельной линии определяются по выражению:

АР =3 / 2 Я

КЛ 3 ' 1КЛ ' ЯКЛ .

При эксплуатации погружных асинхронных электродвигателей, максимальная энергоэффективность достигается при номинальной выходной мощности на валу ПЭД в диапазоне от 65 % до 95 % [1]. Снижение нагрузки ПЭД до 50 % от номинала приводит к снижению коэффициента полезного действия на 3 % - 5 % и к резкому снижению коэффициента мощности с 0.92 до 0.45, что увеличивает реактивные потери в ЭТК УЭЦН.

Для определения энергосберегающего эффекта Э (Рй; I ) в зависимости от параметров ПЭД зададим

диапазон номинальных мощностей погружного электродвигателя от 16 кВт до 100 кВт с учетом электрических и механических потерь. Тогда полная потребляемая мощность погружным электродвигателем равна

Р,

^ =

cos рд

где Рд - номинальная мощность ПЭД, кВт; cos рд - коэффициент мощности ПЭД; щд - коэффициент полезного действия ПЭД.

Анализ энергетических показателей работы УЭЦН на некоторых объектах нефтедобывающих компаний показал, что среднее значение коэффициента мощности погружных асинхронных электродвигателей составляет 0.735. Это связано со средним коэффициентом загрузки ПЭД, который составляет 0.65. Поэтому для расчета необходимой мощности внутрискважинного компенсатора коэффициент мощности ПЭД принимается

cos рд = 0.735. Тогда необходимую мощность внутрискважинного компенсатора предлагается определять по

выражению:

б,

= Р

ВКРМ д.ном

г

V

1

-1 -

cos2 рд

-л

1

1 =Р •

2 д. ном

cos р у

г

1

-1 -

1

Л

VV 0.735

' 0.95

-1

= 0.59 • Р

д. ном

У

Полную плановую мощность, потребляемую УЭЦН до компенсации реактивной мощности внутри скважины с учетом активных потерь, предлагается определять по выражению:

S

= S + AS + AS = Р

О 1 KJ1 о.ном

+ 3 •

P + jQ

д. ном JZ^<

л

д. ном

л/з - ил

( z

экТ + Z КЛ ,

+

— о.ном

v * д. ном У

где Qд.ном - номинальная реактивная мощность ПЭД, вар; (¡д,ном - комплексное номинальное значение напряжения ПЭД, В; 2\кТ, Хцл - приведенное комплексное и комплексное полные сопротивления трансформатора и кабельной линии соответственно, Ом; ] - мнимая единица.

Полную полученную мощность после установки ВКРМ предлагается определять по выражению:

S =S+ jO

упа п J

ВКРМ + ^Т + ^ КЛ ^д.иом

+ jQ,

д. ном

+ 3

г

Л

Л + jQ*

д.ном J ^д.ном

V

fi-u

и

д. ном

д.ном J

ВКРМ

ВКРМ

- комплексное и комплексно сопряженное сопротивление ВКРМ, Ом. Комплексное сопротивление ВКРМ определяется по выражению:

где ХВКРМ ' ХВКРМ

U,

ВКРМ

= - J-

Q

ВКРМ

Для определения активной и реактивной мощностей в выражениях (2) и (3) используются операторы выделения действительной и мнимой части комплексного числа Ке(Л') и 1т(5') соответственно.

IV. Результаты экспериментов Получена динамика потребления активной мощности установками электроцентробежных насосов до и после компенсации реактивной мощности с учетом потерь в электротехническом комплексе установки для добычи нефти. Согласно рекомендациям теоретических основ электротехники для симметричных трехфазных систем, разработана и приведена на рис. 2 схема замещения одной фазы ЭТК УЭЦН. При определении полной потребляемой мощности ЭТК УЭЦН не учитывалось поперечное емкостное сопротивление кабельной линии ввиду незначительного влияния на потребляемую мощность.

Rit LIT L 2т R 2Т i j© Rftff LK © 1

1 1 RmT j

Tucm т —скл — СВКРМ 1 1 2ПЭД

3 LmT 1

L _ _ __ __ j

Рис. 2. Схема замещения одной фазы ЭТК УЭЦН: 1 - питающий трансформатор; 2 - кабельная линия; 3 - внутрискважинный компенсатор реактивной мощности; 4 - погружной асинхронный электродвигатель; Цист, Шст - комплексные напряжение и ток источника питания; 2, Я, Ь, С - полное и активное сопротивления, индуктивность и емкость соответствующих элементов

2

:

2

Д

Приведены поверхности функции энергосбережения Эр (Рй; 1Ш) в зависимости от мощности погружного электродвигателя, длины и сечения кабельной линии (рис. 3).

Рис. 3. Поверхности функций энергосбережения

ЭР

В исследуемом электротехническом комплексе УЭЦН погружной электродвигатель получает питание от трансформатора марки ТМПН-160/3, паспортные данные которого приведены в табл. 1.

ТАБЛИЦА 1

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРАНСФОРМАТОРА ТМПН-160/3

Мощность, кВА Сочетание напряжений, кВ Схема и группа соединения обмоток Потери, кВт Напряжение к.з., % Ток холостого хода, %

ВН СН холостого хода короткого замыкания

160 1.25 0.4 Ун/У-0 0.44 2.65 5.5 1.7

Приведенное комплексное полное сопротивление трансформатора к номинальному напряжению погружного асинхронного электродвигателя 1.25 кВ равно:

г' = Я + ] • х = 0.162 + 0.537] (Ом).

экТ экТ ^ экТ \ /

Для оценки энергосберегающего эффекта от внедрения внутрискважинных компенсаторов выбран диапазон изменения длины КЛ от 1000 м до 3500 м. В качестве питающего кабеля выбран кабель марки КПБП с медными жилами. Температура пластовой жидкости принята 70 °С. Требуемый коэффициент реактивной мощности сети в точке подключения ВКРМ tgфc=0.33. Расчет потребляемой мощности УЭЦН с учетом потерь в электротехническом комплексе произведен согласно выражениям (2) и (3).

V. Обсуждение результатов Анализ поверхностей (рис. 3) показал, что расчетное значение энергосберегающего эффекта ЭР при использовании внутрискважинных компенсаторов реактивной мощности варьируется от 0.6 до 15.8 %. При увеличении длины кабельной линии расчетное значение функции энергосбережения ЭР возрастает и, наоборот, с увеличением сечения кабеля значение функции снижается при неизменной мощности ПЭД и длине кабельной линии. Например, для УЭЦН, оснащенной погружным электродвигателем мощностью 70 кВт и внутрискважин-ным компенсатором мощностью 41.3 квар, снижение потерь активной мощности в кабельной линии длиной 2500 м сечением токопроводящей жилы 16 мм2 составило 8.9 кВт, а энергосберегающий эффект составил 10 %.

VI. Выводы и заключение Анализ результатов расчета показал, что энергосберегающий эффект ЭР при использовании внутрискважин-ной компенсации реактивной мощности варьируется от 0.6 до 15.8 % в зависимости от мощности погружного электродвигателя, длины и сечения кабельной линии.

Теоретически обоснована целесообразность использования внутрискважинных компенсаторов реактивной мощности в составе установок электроцентробежных насосов на нефтяных месторождениях с целью повышения эффективности использовании электроэнергии при добыче нефти.

Список литературы

1. Ивановский В. Н., Сабиров А. А., Деговцов А. В. [и др.]. Вопросы энергоэффективности установок электроприводных центробежных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 4. С. 25-30.

2. Якимов С. Б., Каверин М. Н., Тарасов В. П. О новых перспективах применения ПЭД с повышенным напряжением питания для снижения капитальных и операционных затрат // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2015. № 4. С. 34-38.

3. Невоструев В. А. Опыт эксплуатации энергоэффективных УЭЦН «Новомет» // Инженерная практика. 2017. № 8. С. 28-32.

4. Гинзбург М. Я. Интегральный показатель энергоэффективности погружных электродвигателей // Инженерная практика. 2017. № 12. С. 82-86 .

5. Якимов С. Б. Современное состояние и перспективные направления снижения тепловых потерь в кабельных линиях УЭЦН большой мощности в ОАО «НК «Роснефть» // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 3. С. 40-46.

6. Хасанов И. Г. Итоги работы с механизированным фондом скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2012-2016 годы // Инженерная практика. 2017. № 11. С. 14-21.

7. Pragale Ritchie, Ship D. D. Investigation of premature ESP failures and oil field harmonic analysis // IEEE Transactions on Industry Applications. 2016. Vol. 53, Issue. 3. Pp. 3175-3181. DOI: 10.1109/TIA.2016.2608958.

8. Martianov A. S., Sushkov V. V. Ride-through solutions: Classification and comparison // IEEE Conference 2016 Dynamics of Systems, Mechanisms and Machines (Omsk, Russia, 15-17 November 2016). DOI: 10.1109/Dynamics.2016.7819046.

9. Sukhachev I. S., Sushkov V. V. Assessment dynamics of reliability and resource consumption of «cable - submersible electric motor» system at west Siberia oil fields // IEEE Conference 2016 Dynamics of Systems, Mechanisms and Machines (Omsk, Russia, 15-17 November 2016). DOI: 10.1109/Dynamics.2016.7819090.

10. Карпюк А. В. Энергоэффективные УЭЦН с вентильными электродвигателями // Инженерная практика. 2017. № 5. С. 14-19.

11. Тарасов В. П., Куряев С. В., Голубь И. М. Использование специализированного ПО для расчета энергопотребления на механизированном фонде скважин // Инженерная практика. 2016. № 3. С. 22-26.

12. Miaoxin J., Qiang G., Dianguo X. A Downhole Multi-parameter Monitoring System // 2013 Third International Conference on Instrumentation, Measurement, Computer, Communication and Control (Shenyang, China, 21-23 September 2013). DOI: 10.1109/IMCCC.2013.367.

13. Haicong Z., Jianxiong Y., Qingyue J. Research on intelligent power supply control based on sensor-less temperature identification of Electric Submersible Motor / Z. Haicong, Y. Jianxiong, J. Qingyue, W. Liguo, X. Dianguo // 2015 9th International Conference on Power Electronics and ECCE Asia (ICPE-ECCE Asia) (Seoul, South Korea, 1-5 June 2015). DOI: 10.1109/ICPE.2015.7168168.

14. Aalsalem M. Y., Khan W. Z., Gharibi W., Armi N. An intelligent oil and gas well monitoring system based on Internet of Things // 2017 International Conference on Radar, Antenna, Microwave, Electronics, and Telecommunications (ICRAMET) (Jakarta, Indonesia, 23-24 October 2017). DOI: 10.1109/ICRAMET.2017.8253159.

15. Хабиббулин А. Р., Лобков Ю. А., Диков В. И. Интеллектуальное месторождение компании «Лукойл» // Нефть. Газ. Новации. 2015. № 12. С. 27-30.

16. Копырин В. А., Смирнов О. В., Портнягин А. Л. Оценка энергетической эффективности использования внутрискважинных компенсаторов реактивной мощности // Омский научный вестник. 2018. № 2 (158). С. 7883. DOI: 10.25206/1813-8225-2018-158-78-83.

17. Смирнов О. В., Копырин В. А. К вопросу об использовании внутрискважинных компенсаторов реактивной мощности // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2015. № 2. С. 68-70.