СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАСОСА В ПРОЦЕССЕ ЗАКАЧКИ ЖИДКОСТИ В ПЛАСТ
METHOD OF PUMP OPERATION IN PUMPING FLUID INTO BENCH

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам заводнения пластов и поддержания пластового давления, и может быть использовано при эксплуатации гидромашин, в частности электроцентробежных насосов системы поддержания пластового давления.
Известен способ эксплуатации автоматизированной кустовой насосной станции (КНС) (Исаакович Р.Я., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа. М.: «Недра». - 1985. - 290-293 с.), заключающийся в осуществлении измерения и контроля параметров давления на насосной станции, управления электроприводами насосной станции и защиты по аварийному параметру.
Недостатком является необходимость присутствия обслуживающего персонала на КНС для снятия рабочих параметров насосов, сложность, трудоемкость, большие погрешности и невысокая достоверность при определении текущего коэффициента полезного действия (КПД) насосного агрегата, невозможность определения межремонтного периода и сроков проведения полной диагностики.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу эксплуатации насоса в процессе закачки жидкости в пласт является «Способ испытания насосных агрегатов и насосных установок» (см. А.с. СССР №1634824, F04B 51/00. Опубл. 15.03.1991 г. Бюл. №10), заключающийся в том, что после междиагностического периода строят напорную и энергетические характеристики насосного агрегата на основе измерения производительности, напора и потребляемой мощности, соответствующих каждому режиму испытания, многократно изменяют режимы испытания.
Недостатком известного способа является необходимость вывода насоса из рабочего режима через определенные междиагностические периоды независимо от его работоспособности, многократные изменения режимов работы насоса на время испытаний, невозможность определения сроков очередного испытания насоса, что может привести к неэффективной эксплуатации насоса или избыточности испытаний.
Технической задачей предлагаемого изобретения является обеспечение постоянного контроля рабочего состояния насоса с учетом изменения КПД, определение междиагностического периода и, как результат, эффективная эксплуатация насоса и сокращение затрат на проведение полных диагностик.
Поставленная техническая задача решается предлагаемым способом эксплуатации насоса, включающим задание предельных параметров и определение междиагностического периода, проведение полной диагностики на основе контроля производительности, плотности перекачиваемой жидкости, давления на входе и выходе насоса, потребляемой мощности, вычисление напора, коэффициента полезного действия насоса при заданных режимах работы насоса и проведение ремонта при отклонении этих показателей свыше предельных параметров.
Новым является то, что междиагностический период определяют при текущем режиме работы в процессе работы насоса без остановки и принудительного изменения режимов работы насоса, корректируя предельные значения КПД с учетом темпа падения КПД, определяемого из показателей работы насоса при текущих рабочих параметрах, при достижении предельных значений КПД насос подвергают полной диагностике.
На Фиг.1 изображен пример определения междиагностического периода.
На Фиг.2 изображены вычисленные при первой полной диагностике дискретные значения напора при различной производительности с формулой аппроксимирующего полинома третьей степени (аналитическая зависимость), преобразующей дискретные значения напора в начальную напорную характеристику насоса ЦНС 63-1400, установленного на КНС-77 НГДУ «Джалильнефть».
На Фиг.3 изображены измеренные при первой полной диагностике дискретные значения потребляемой мощности насоса при различной производительности с формулой аппроксимирующего полинома третьей степени, преобразующей дискретные значения потребляемой мощности в начальную энергетическую характеристику насоса ЦНС 63-1400, установленного на КНС-77 НГДУ «Джалильнефть».
На Фиг.4 изображены вычисленные при первой полной диагностике дискретные значения КПД насоса при различной производительности с формулой аппроксимирующего полинома третьей степени, преобразующей дискретные значения КПД насоса в начальную энергетическую характеристику насоса ЦНС 63-1400, установленного на КНС-77 НГДУ «Джалильнефть».
На Фиг.5 изображен пример применения способа эксплуатации насоса в процессе закачки жидкости в пласт для насоса ЦНС 63-1400, установленного на КНС-77 НГДУ «Джалильнефть».
Способ эксплуатации насосного агрегата осуществляется следующим образом.
крит.
В стандартный компьютер на диспетчерском пункте заносится значение предельного КПД насоса (η) (Фиг.1). Значение предельного КПД насоса определяется стандартным технико-экономическим расчетом и рассчитывается в процентах от начального КПД.
0
0
0
При первом пуске насоса или при его пуске в эксплуатацию после капитального ремонта проводят полную диагностику насоса, строят напорную и энергетические характеристики, аппроксимируют полученные характеристики в аналитические зависимости начального состояния насоса H=f(Q) (Фиг.2), N=f(Q) (Фиг.3), η=f(Q) (Фиг.4) при помощи полинома третьей степени:
i
н
где у - значение одной из функций: напора (Н), мощности (N), КПД насоса (η);
i
Q - производительность;
0
1
2
а, a, а - коэффициенты аппроксимации, численное значение которых зависит от насоса.
0
0
0
Одновременно с полной диагностикой насоса при помощи приборов, установленных на КНС, измеряют текущие давления на входе и выходе насоса, текущую плотность закачиваемой жидкости, текущую производительность, текущую потребляемую насосом мощность (в качестве текущих значений принимают усредненные за промежуток времени (например, 5 минут) мгновенные значения измеряемых параметров) и передают при помощи системы телемеханики на диспетчерский пункт в стандартный компьютер, который обрабатывает полученные данные, строит напорную и энергетические характеристики насоса, аппроксимирует эти характеристики в начальные аналитические зависимости Н=f(Q) (Фиг.2), N=f(Q) (Фиг.3), η=f(Q) (Фиг.4) при помощи полинома третьей степени по формуле (1). Аппроксимирующие формулы, полученные в результате проведения полной диагностики и обработки значений, переданных по системе телемеханики, сравнивают между собой и, в случае необходимости, вводят поправочный коэффициент для согласования показаний приборов, используемых при полной диагностике, и приборов, установленных на КНС. Получение начальных напорной и энергетических характеристик проводят только при первом пуске насоса или при его пуске в работу после капитального ремонта.
т
т
т
т.вх
т.вых
т
т.п
т.н
p
Далее насос пускают в работу в соответствии с рабочим заданием на перекачку. По системе телемеханики текущие значения потребляемой мощности (N), производительности (Q), плотности перекачиваемой жидкости (ρ), давления на входе (P) и выходе (P) насоса передаются в стандартный компьютер, где производятся вычисления текущего значения напора (Н), текущего значения полезной мощности (N) и текущего значения КПД насоса (η). Также учитывается общее время работы (моточасы) насоса (t).
Текущий напор, развиваемый насосом, вычисляют по измеряемым давлениям на входе и выходе насоса:
Т
где Н - текущий напор, развиваемый насосом, м;
т.вых
т.вх
P, P - показания приборов измерения давления жидкости соответственно на выходе и входе насоса, Па;
т
3
ρ - текущая плотность перекачиваемой жидкости, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения, м/с.
Текущую полезную мощность насоса (полную механическую энергию, получаемую потоком жидкости в единицу времени) вычисляют по формуле:
т.п
где N - полезная мощность, развиваемая насосом, кВт;
т
3
ρ - текущая плотность перекачиваемой жидкости, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения, м/с;
т
Н - текущий напор, развиваемый насосом, полученный по формуле (2), м;
т
3
Q - текущая производительность насоса, м/с;
1000 - переводной коэффициент.
Текущее значение КПД насоса определяют по формуле:
т
где η - текущее значение КПД насоса;
т.п
N - текущая полезная мощность, развиваемая насосом, кВт, полученная по формуле (3);
т
N - текущая мощность, потребляемая электродвигателем, кВт;
э
η - КПД электродвигателя.
тi
тi
0
тi
1
2
3
i
0
тi
тi
тi
тi
Рассчитанные значения текущего КПД насоса (η) для текущей производительности (Q) сравниваются со значениями начальной аналитической зависимости КПД насоса для текущего значения производительности (η=f(Q)) (Фиг.1). В процессе работы насоса через заданные (необязательно равные) промежутки времени Δt (например, час, сутки, неделя - определяют исходя из коэффициента эксплуатации насоса и объемов перекачиваемой жидкости) в моменты времени t, t, t, … t вычисляется разность между η(Q) и η(Q) для текущего значения Q (Фиг.1). Полученную разность делят на время, прошедшее с момента пуска насосного агрегата в работу (моточасы), и получают темп падения КПД:
где υ - темп падения КПД;
0
тi
η(Q) - начальное значение КПД насоса для текущей производительности;
т
тi
η(Q) - текущее значение КПД насоса;
i
t - промежуток времени с момента пуска насосного агрегата в работу (моточасы).
Момент времени проведения полной диагностики определится из формулы:
дi
где T - момент времени проведения полной диагностики (Фиг.1);
υ - темп падения КПД;
0
тi
η(Q) - начальное значение КПД насоса для текущей производительности;
крит
тi
η(Q) - предельное значение КПД насоса для текущей производительности.
В общем случае темп падения КПД зависит от многих факторов (тип перекачиваемой жидкости, количество твердых взвешенных частиц в перекачиваемой жидкости, качество изготовления насоса, режим эксплуатации насоса, время эксплуатации насоса и т.д.) и меняется в процессе эксплуатации насоса, поэтому время проведения полной диагностики (междиагностический период) корректируется в соответствии с изменением текущего значения КПД насоса. Также может корректироваться и предельное значение КПД, определяемое стандартным технико-экономическим расчетом и зависящее от таких факторов как цена электроэнергии, затраты на капитальный ремонт насоса, темп падения КПД насоса.
п1
п2
п3
т1
т2
т3
тi
1
2
i
тi
тi
тi
0
тi
тi
1
т1
0
т1
крит
т1
т1
т1
д1
крит
т1
2
т2
т2
т2
т1
т2
0
т2
крит
т2
д2
крит
т2
3
т3
т3
т3
т1
0
т1
крит
т1
д3
крит
т1
i
тi
дi
Рассмотрим общий пример определения междиагностического периода (Фиг.1). Здесь точки T, Т, Т - моменты времени проведения плановой полной диагностики. В процессе работы насоса производительность меняется и принимает значения Q, Q, Q…Q. Через заданные (необязательно равные) промежутки времени (в моменты времени t, t, … t) по формуле (4) вычисляется текущее КПД насоса η(Q) для текущей производительности Q. Начальное КПД насоса η(Q) для текущей производительности Q будет вычисляться по формуле (1). В момент времени t при производительности, равной Q, вычисленное по формуле (1) начальное КПД насоса равно η(Q); предельная величина КПД, определяемая технико-экономическим расчетом в процентах от начального КПД, равна η(Q); вычисленное на основе контролируемых параметров без изменения режимов работы насоса по формуле (4) значение текущего КПД насоса равно η(Q); момент времени полной диагностики определится по формуле (6), это значение точки Т (пересечение прямой 1 с прямой, проведенной из точки η(Q)) (Фиг.1). В момент времени t вычисленное по формуле (4) значение текущего КПД насоса равно η(Q). Производительность равна Q и в общем случае может быть не равна Q соответственно, начальное КПД насоса определяется по формуле (1) для производительности Q и равно η(Q), предельное значение КПД будет равно η(Q), а момент времени полной диагностики определится по формуле (6), и это значение точки Т (пересечение прямой 2 с прямой, проведенной из точки η(Q)) (Фиг.1). В точке t текущее КПД равно η(Q), производительность Q=Q, поэтому значения начального и предельного КПД принимаются равными η(Q) и η(Q) соответственно, момент времени полной диагностики определится по формуле (6), и это значение точки Т (пересечение прямой 3 с прямой, проведенной из точки η(Q)) (Фиг.1). Аналогичные вычисления проводятся для любого момента времени t с текущей производительностью Q и определяется момент времени проведения полной диагностики T (Фиг.1).
п1
п2
дi
п3
Предлагаемый способ эксплуатации насоса в процессе закачки жидкости в пласт позволяет не проводить полные плановые диагностики в моменты времени T и Т, тем самым экономя материальные средства, определять момент времени проведения полной диагностики насоса, исключая неэффективную работу насоса с пониженным КПД, поскольку момент времени проведения прогнозируемой полной диагностики (T) согласно предлагаемому способу эксплуатации насоса в процессе закачки жидкости в пласт наступает раньше момента времени проведения плановой полной диагностики Т (Фиг.1).
Рассмотрим применение способа эксплуатации насоса в процессе закачки жидкости в пласт на примере насоса ЦНС 63-1400, установленного на КНС-77 НГДУ «Джалильнефть».
3
0
0
0
Насос закачивает сточную воду с плотностью 1078 кг/м. Перед пуском насоса в эксплуатацию была проведена начальная полная диагностика, получены аппроксимирующие формулы и начальные зависимости H=f(Q) (Фиг.2), N=f(Q) (Фиг.3), η=f(Q) (Фиг.4). Предельное значение КПД было определено технико-экономическим расчетом в 94% от начального КПД.
3
Далее насос был запущен в работу при следующих рабочих параметрах: давление на входе насоса 1,0 МПа, давление на выходе насоса 16,0 МПа, производительность насоса 50 м/ч. Согласно паспортным требованиям, предъявляемым к насосу, перекачивающему сточную воду, технический ремонт должен производиться после 2160 часов эксплуатации насоса, а капитальный ремонт - через 6480 часов, полная диагностика проводится перед техническим ремонтом после 2150 часов эксплуатации насоса.
3
На Фиг.5 представлен график определения междиагностического периода. Интервал времени сравнения вычисленного текущего КПД с начальным КПД насоса для текущей производительности был определен в 100 часов эксплуатации насоса. Начальное значение КПД насоса для производительности 50 м/ч составляет 50% (Фиг.3), предельное значение КПД насоса - 47% (94% от начального значения КПД).
3
3
3
3
3
3
3
крит
прог2
пд1
пд2
пд3
пд4
кр
тр3
прог1
В процессе эксплуатации насоса (в промежутке от 2000 часов до 4000 часов от начала эксплуатации) производительность насоса была увеличена до 60 м/ч, а затем (после 4000 часов от начала эксплуатации) снижена до 50 м/ч (Фиг.5). Соответственно начальное значение КПД насоса для производительности 60 м/ч составило 55% (Фиг.3), предельное значение КПД насоса η(Q=60 м/ч) - 51,7% (94% от начального значения КПД при производительности 60 м/ч) (Фиг.5). Определение момента полной диагностики для производительности 60 м/ч представлено прямой 2, прогнозируемый момент времени проведения полной диагностики Т (Фиг.5). Темп падения КПД насоса непостоянный и меняется от 0,015% за 100 часов до 0,05% за 100 часов, однако проведение полной диагностики через 2150, 4300, 6450 и 8600 часов (в точках Т, Т, Т, Т) нецелесообразно, проведение капитального ремонта (момент времени T) через 6480 часов также было признано нецелесообразным и было заменено техническим ремонтом, что позволило снизить темп падения КПД (момент времени Т) (Фиг.5). Проведение полной диагностики и решение о выводе насоса в капитальный ремонт планируется через 10000 часов эксплуатации насоса при производительности насоса 50 м/ч (момент времени T) (Фиг.5).
Таким образом, предложенный способ эксплуатации для рассмотренного насоса позволяет исключить проведение трех полных диагностик и заменить преждевременный капитальный ремонт техническим, что позволяет экономить материальные средства на проведение трех полных диагностик, сократить затраты на ремонт насоса и максимально эффективно эксплуатировать насос без изменения рабочих режимов.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа эксплуатации насоса в процессе закачки жидкости в пласт достигается за счет отсутствия изменений рабочего режима насоса, сокращения в 2-3 раза количества полных диагностик насоса, своевременного определения срока проведения полной диагностики, своевременного вывод насоса в капитальный ремонт.
Использование данного предложения позволяет при незначительных дополнительных затратах с помощью существующей системы поддержания пластового давления значительно уменьшить (в 2-3 раза) затраты на проведение полных диагностик насоса, увеличить эффективность эксплуатации насоса (приблизительно в 1,5 раза) за счет отсутствия изменений рабочих режимов насоса, постоянного контроля технического состояния насоса, определения междиагностического периода насоса, своевременного вывода насоса в капитальный ремонт и, как результат, экономить материальные затраты на поддержание пластового давления.