Исследование влияния вязкости откачиваемой среды на энергетическую характеристику работы электроцентробежного насоса

Для оценки энергетической эффективности установок погружных электроцентробежных насосов используют коэффициент полезного действия

 

 

 

Рисунок 3.5 - Зависимости полезной мощности насоса от подачи при работе

насоса на частоте 50 Гц Потребляемая мощность по данным измерений электрических параметров на контроллере станции управления составляла:

 

cos < p - коэффициент активной мощности.

 

 

Рисунок 3.6 - Зависимости коэффициента полезного действия насоса от подачи

при работе насоса на частоте 50 Гц

Для оценки влияния частотного регулирования на напорно-расходные характеристики были проведены эксперименты с частотами в диапазоне от 30 Гц до 60 Гц. Далее, на основе полученных результатов, по формулам (3.4, 3.7, 3.8) были произведены расчеты корректировочных коэффициентов.

Результаты сопоставления экспериментальных и расчетных корректировочных коэффициентов КПД насоса в диапазоне частоты привода от 30 Гц до 60 Гц представлены в таблице 3.5. В таблицу 3.6 сведены результаты определения максимальных КПД. Графические зависимости указанных параметров представлены в приложении А.

Таблица 3.5 - Результаты определения экспериментальных и расчетных корректировочных коэффициентов КПД насоса

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Частота привода насоса, Гц	Кратность увеличения вязкости	Кц ЭКСП	Кц расч	Разница в эксп. и расч. значениях, д.ед	Разница в эксп. и расч. значениях, %
40	1	1,00	1,00	0,00	0,00
	2	0,80	0,69	0,11	16,35
	6	0,67	0,53	0,14	26,48
	10	0,55	0,43	0,11	25,50
	18	0,41	0,34	0,06	18,93
	26	0,38	0,29	0,09	30,15
50	1	1,00	1,00	0,00	0,00
	2	0,81	0,73	0,08	11,22
	6	0,66	0,57	0,09	14,98
	10	0,52	0,48	0,05	9,68
	18	0,41	0,38	0,02	5,84
	26	0,36	0,33	0,03	10,35
55	1	1,00	1,00	0,00	0,00
	2	0,78	0,73	0,05	6,91
	6	0,65	0,57	0,08	14,04
	10	0,50	0,48	0,03	5,62
	18	0,38	0,38	-0,01	-1,42
	26	0,34	0,33	0,01	1,74
60	1	1,00	1,00	0,00	0,00
	2	0,80	0,75	0,05	7,07
	6	0,63	0,59	0,04	6,77
	10	0,49	0,49	0,00	-0,57
	18	0,36	0,40	-0,04	-10,11
	26	0,31	0,35	-0,04	-10,31

Таблица 3.6 - Результаты определения максимальных КПД насоса

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Частота привода насоса, Гц	Кратность увеличения вязкости	1,А	и, В	coscp	W, Ватт	Махт|	Относит, изменение W, %	Относит. изменение max т|, %
30	1	0,51	242,7	0,40	50	4,19	0,00	0,00
	2	0,52	244,7	0,41	52	3,66	4,00	-12,61
	6	0,57	241	0,39	54	2,93	8,00	-30,11
	10	0,55	243	0,42	56	2,43	12,00	-41,94
	18	0,57	241	0,43	59	1,80	18,00	-56,94
	26	0,59	240	0,42	60	1,57	20,00	-62,50
40	1	0,66	242,9	0,43	69	7,21	0,00	0,00
	2	0,68	244,3	0,43	72	5,78	4,35	-19,79
	6	0,79	243	0,40	77	4,82	11,59	-33,16
	10	0,81	240	0,42	82	3,93	18,84	-45,46
	18	0,84	240	0,44	88	2,94	27,54	-59,25
	26	0,87	240	0,43	90	2,70	30,43	-62,50
50	1	0,86	242	0,44	91	10,42	0,00	0,00
	2	0,93	244,6	0,44	100	8,48	9,89	-18,63
	6	1,08	242	0,43	112	6,84	23,08	-34,38
	10	1,13	243	0,43	117	5,45	28,57	-47,70
	18	1,16	240	0,46	129	4,25	41,76	-59,26
	26	1,26	240	0,44	134	3,80	47,25	-63,54

Продолжение таблицы 3.6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Частота привода насоса, Гц	Кратность увеличения вязкости	1,А	и, В	coscp	W, Ватт	Мах її	Относит, изменение W, %	Относит, изменение max т|, %
55	1	0,97	242,8	0,44	103	11,98	0,00	0,00
	2	1,03	245,6	0,44	111	9,37	7,77	-21,78
	6	1,21	245,6	0,43	127	7,80	23,30	-34,91
	10	1,29	243	0,43	134	6,03	30,10	-49,64
	18	1,38	240	0,46	152	4,55	47,57	-62,06
	26	1,47	240	0,45	160	4,03	55,34	-66,39
60	1	1,12	241,2	0,44	120	12,90	0,00	0,00
	2	1,22	244,7	0,44	132	10,33	10,00	-19,95
	6	1,4	245	0,43	149	8,09	24,17	-37,34
	10	1,52	243	0,44	164	6,32	36,67	-50,99
	18	1,6	241	0,47	183	4,65	52,50	-63,96
	26	1,73	241	0,46	193	4,01	60,83	-68,93

 

 

 

Рисунок 3.7 - Зависимость максимального КПД установки ЭЦН от частоты

привода

Из рисунка 3.7 видно, что максимальный КПД растет с увеличением частоты привода, причем, начиная с некоторой частоты п, увеличение максимального КПД замедляется или даже останавливается. Особенно явно данное явление прослеживается для смесей с кратностью увеличения вязкости 6 и выше. Таким образом, по данной зависимости можно указать оптимальную частоту, при которой

КПД достигает максимального значения. При разгоне насоса до 55 Гц и 26 кратном увеличении вязкости продукции максимальный КПД составляет 4%.

В результате проведенных экспериментов установлено, что при перекачивании смесей с кратностью увеличения вязкости от 6 до 26, по отношению к вязкости пресной воды, значения максимальных КПД будут достигнуты при работе насосов на частоте 55 Гц.

 

     

 Выводы

Выводы по первой главе

1) Анализ эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами, выполненный на примере месторождений смолистых, парафинистых нефтей республики Башкортостан, показал актуальность проблемы образования вязких водонефтяных эмульсий в скважинах и позволил определить перспективные технологические решения этой проблемы.

2) Выполнен анализ основных осложнений при эксплуатации скважин электроцентробежными насосами, обусловленных геологическими и конструкционными особенностями скважин. Выявлено, что зачастую осложнения не встречаются по отдельности и появление одного из негативных факторов способно спровоцировать целый ряд осложнений, снижающих эффективность используемого насосного оборудования.

3) Анализ методов борьбы с образованием в скважинах вязких водонефтяных эмульсий позволил выделить три основные группы методов: физические, химические, метод обращения фаз. Установлено, что с водонефтяной эмульсией легче бороться на стадии ее формирования в ступенях погружного электроцентробежного насоса, чем при дальнейшем разделении в системе сбора и подготовки продукции скважин.

4) Установлено, что на сегодняшний день не существует единого стандарта по определению свойств водонефтяных эмульсий, поэтому для выбора мероприятий по повышению эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами были поставлены задачи по исследованию:

- степени влияния вязких смесей на технологические и энергетические параметры установок ЭЦН;

- физико-химических, реологических свойств нефти и водонефтяных эмульсий;

- устойчивости эмульсий.

Выводы по второй главе

1) По результатам исследований определены условия формирования устойчивых водонефтяных эмульсий. Выявлено, что для смолистых, парафинистых нефтей Башкортостана с асфальтеновым типом стабилизатора эмульсий наиболее устойчивые и вязкие водонефтяные эмульсии образуются в диапазоне обводненности 60... 80 %.

2) Изучены термобарические условия образования твердых частиц высокомолекулярных компонентов нефти (парафинов и асфальтенов), участвующих в формировании бронирующей оболочки водонефтяных эмульсий. Получены зависимости влияния температуры и давления на фазовое и агрегатное состояние парафинов и асфальтенов в нефти. Установлено, что при давлении выше 0,6 МПа происходит изменение в плотности упаковки этих компонентов в нефти, что при прохождении через насосное оборудование (зоны повышенного давления) может приводить к образованию вязких устойчивых водонефтяных эмульсий.

 

Выводы по третьей главе

В результате:

получены зависимости технологических и энергетических показателей работы установок электроцентробежных насосов от вязкости перекачиваемой среды, позволяющие оптимизировать режимы работы насосов;

• разработана усовершенствованная методика подбора оборудования и режима работы ЭЦН в условиях образования вязких водонефтяных эмульсий, основанная на использовании корректировочных коэффициентов для пересчета напорно-расходных и энергетических характеристик насосов, в диапазоне частот привода 30-60 Гц.

 

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроценробежных насосов: Учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.

2. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А. Эффективность эксплуатации установок электроцентробежных насосов в скважинах: Учеб. пособие. - Уфа: ООО "Монография", 2006.

3. Вахитов Т.М. Комплексные решения по повышению надежности эксплуатации внутрискважинного оборудования в осложненных условиях на месторождениях ОАО АНК "Башнефть" // Инженерная практика. 2010. № 6. С. 38-47.

4. Абызбаев И.И. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. -Уфа: УГНТУ, 1994.

5. Гумеров К.О. Исследование физико-химических свойств водонефтяных дисперсных систем // Тезисы докладов научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. УГНТУ, 2012.

6. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. 303 с.

7. Ивановский В.Н., Пекин С.С, Сабиров А.А. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. М.: Нефть и газ, 2002. 256 с.

8. Кагарманов И.И. Особенности эксплуатации УЭЦН: Учеб. пособие. - Самара. 2005. 48 с.

9. Игревский В. И. Экспериментальное исследование распределения давления по длине многоступенчатого центробежного насоса // Нефтепромысловое дело, № 5, 1975. С. 26-30.

 

10. Черепашников А.В., Соколов В.Б., Широких В.Л. Опыт исследования скважин, оборудованных ЭНН // Нефтяное хозяйство, № 10, 1981. С. 51-54.

11. Ляпков П. Д. Подбор погружного центробежного насоса к скважине. Учебное пособие. М.: МИНГ, 1987. 71 с.

12. ГОСТ 6134-87. Насосы динамические. Методы испытаний. М.: Изд-во стандартов, 1990. 56 с.

13. Рахмилевич 3.3. Испытания и эксплуатация энерготехнологического оборудования. - М.: Химия, 1981. 384 с.

11. Ляпков П. Д. Подбор погружного центробежного насоса к скважине. Учебное пособие. М.: МИНГ, 1987. 71 с.

12. ГОСТ 6134-87. Насосы динамические. Методы испытаний. М.: Изд-во стандартов, 1990. 56 с.

13. Рахмилевич 3.3. Испытания и эксплуатация энерготехнологического оборудования. - М.: Химия, 1981. 384 с.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

11. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроценробежных насосов: Учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. 120 с.

12. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А. Эффективность эксплуатации установок электроцентробежных насосов в скважинах: Учеб. пособие. - Уфа: ООО "Монография", 2006. 88 с.

13. Вахитов Т.М. Комплексные решения по повышению надежности эксплуатации внутрискважинного оборудования в осложненных условиях на месторождениях ОАО АНК "Башнефть" // Инженерная практика. 2010. № 6. С. 38-47.

14. Абызбаев И.И. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. -Уфа: УГНТУ, 1994. 181 с.

15. Гумеров К.О. Исследование физико-химических свойств водонефтяных дисперсных систем // Тезисы докладов научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. УГНТУ, 2012. С. 135.

16. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. 303 с.

17. Ивановский В.Н., Пекин С.С, Сабиров А.А. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. М.: Нефть и газ, 2002. 256 с.

18. Кагарманов И.И. Особенности эксплуатации УЭЦН: Учеб. пособие. - Самара. 2005. 48 с.

19. Игревский В. И. Экспериментальное исследование распределения давления по длине многоступенчатого центробежного насоса // Нефтепромысловое дело, № 5, 1975. С. 26-30.

20. Черепашников А.В., Соколов В.Б., Широких В.Л. Опыт исследования скважин, оборудованных ЭНН // Нефтяное хозяйство, № 10, 1981. С. 51-54.

11. Ляпков П. Д. Подбор погружного центробежного насоса к скважине. Учебное пособие. М.: МИНГ, 1987. 71 с.

12. ГОСТ 6134-87. Насосы динамические. Методы испытаний. М.: Изд-во стандартов, 1990. 56 с.

13. Рахмилевич 3.3. Испытания и эксплуатация энерготехнологического оборудования. - М.: Химия, 1981. 384 с.